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Q/××× Q/××× ××××—×××× 宜宾丰源盐化有限公司企业标准 电气运行操作法
（本稿完成日期：2011.5.26）
2011.6.1发布 2011.6.1实施 丰源盐化生产部 发布
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电气运行操作法
1 热电厂简介
丰源盐化是一家以制盐为主的企业。年生产精盐100万吨/年，该工程占地300亩，于2009年10月破
土动工，分两期完成。一期工程设计能力60万吨/年。各配置一套制盐装置和一套热电联产装置，发电机容量为8.75KVA。该工程于2010年12月12日全面竣工。所有装置已全部投入使用。 2 电网运行方式
2.1 10KV系统运行方式
我厂分别配置两套10KV配电系统，每套10KV系统分别设置两段，每套系统的两段通过母线联络开关连接，一套供热电车间使用；一套供盐厂使用。热电车间使用的10KV系统由1#发电机发电量部分提供，剩余电量通过10KVⅡ段进线开关602向长宁县古河变电站送电上网。另一套10KV系统由热电车间使用的10KV系统供电。当我厂1#发电机停止运行时，我厂10KV两套系统全部由长宁县古河变电站通过10KVⅡ段进线开关602供电。
2.1.1 热电车间10KV系统正常运行方式
1#发电机正常运行发电，发电机出口断路器601开关与热电车间10KV配电室10KVⅠ段并列供电，热电车间10KV配电室10KVⅡ段进线开关602与长宁县古河变电站并列。10KV母线联络开关610合闸连接10KVⅠ段和Ⅱ段运行。1#发电机出口励磁电压互感器、测量和保护电压互感器、避雷器分别投入，励磁变压器投入，10KVⅠ段电压互感器、避雷器分别投入，10KVⅡ段电压互感器、避雷器分别投入，循环水泵房1#电源605开关投入运行、循环水泵房2#电源616开关在热备用状态。站用工作变压器投入运行，站用备用变压器在热备用状态。
2.1.2 热电车间10KV系统异常运行方式 2.1.2.1 1#发电机停止运行，发电机出口断路器601开关在冷备用状态，热电车间10KV配电室10KVⅡ段进线开关602与长宁县古河变电站并列。10KV母线联络开关610合闸连接10KVⅠ段和Ⅱ段运行。10KVⅠ段电压互感器、避雷器分别投入，10KVⅡ段电压互感器、避雷器分别投入，循环水泵房1#电源605开关投入运行、循环水泵房2#电源616开关在热备用状态。站用工作变压器投入运行，站用备用变压器在热备用状态。
2.1.2.2 1#发电机正常运行发电，发电机出口断路器601开关与热电车间10KV配电室10KVⅠ段并列供电，热电车间10KV配电室10KVⅡ段进线开关602与长宁县古河变电站解列。10KVⅡ段进线开关602在冷备用状态，10KV母线联络开关610合闸连接10KVⅠ段和Ⅱ段运行。1#发电机出口励磁电压互感器、测量和保护电压互感器、避雷器分别投入，励磁变压器投入，10KVⅠ段电压互感器、避雷器分别投入，10KVⅡ段电压互感器、避雷器分别投入，循环水泵房1#电源605开关投入运行、循环水泵房2#电源616开关在热备用状态。站用工作变压器投入运行，站用备用变压器在热备用状态。这种运行方式原则上不被采用。
2.1.2.3 1#发电机正常运行发电，发电机出口断路器601开关与热电车间10KV配电室10KVⅠ段并列供电，热电车间10KV配电室10KVⅡ段进线开关602与长宁县古河变电站并列。10KVⅡ段进线开关602在运行状态，10KV母线隔离开关6005在分闸位置，10KV母线联络开关610在冷备用状态。1#发电机出口励磁电压互感器、测量和保护电压互感器、避雷器分别投入，励磁变压器投入，10KVⅠ段电压互感器、避雷器分别投入，10KVⅡ段电压互感器、避雷器分别投入，循环水泵房1#电源605开关
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投入运行、循环水泵房2#电源616开关在热备用状态。站用工作变压器投入运行，站用备用变压器在
热备用状态。这种运行方式原则上不被采用。 2.1.3 制盐10KV系统正常运行方式
循环水泵房Ⅰ段进线电压开关641合闸，循环水泵房Ⅱ段进线电压开关642在热备用状态，母线隔离开关6006在工作位臵，母线联络开关620合闸，循环水泵房10KVⅠ段电压互感器、避雷器，消弧消谐选线装臵6003分别投入，10KVⅡ段电压互感器、避雷器，消弧消谐选线装臵6004分别投入，1#盐硝变压器651开关合闸运行，2#盐硝变压器648开关合闸运行，卤水净化车间变压器650开关合闸运行，仓储车间变压器652开关合闸运行，循环水系统变压器653开关合闸运行。
2.1.4 制盐10KV系统异常运行方式
2.1.4.1 1#循环水泵房电源605开关在冷备用状态，循环水泵房Ⅰ段进线电压开关641在冷备用状态，2#循环水泵房电源616开关在运行状态，循环水泵房Ⅱ段进线电压开关642在运行状态，母线隔离开关6006在工作位置，母线联络开关620合闸，循环水泵房10KVⅠ段电压互感器、避雷器，消弧消谐选线装置6003分别投入，10KVⅡ段电压互感器、避雷器，消弧消谐选线装置6004分别投入，1#盐硝变压器651开关合闸运行，2#盐硝变压器648开关合闸运行，卤水净化车间变压器650开关合闸运行，仓储车间变压器652开关合闸运行，循环水系统变压器653开关合闸运行。
2.1.4.2 1#循环水泵房电源605开关在运行状态，循环水泵房Ⅰ段进线电压开关641运行用状态，2#循环水泵房电源616开关在运行状态，循环水泵房Ⅱ段进线电压开关642在运行状态，循环水泵房Ⅰ段进线电压开关641合闸，循环水泵房Ⅱ段进线电压开关642在热备用状态，母线隔离开关6006在分闸位置，母线联络开关620在冷备用状态，循环水泵房10KVⅠ段电压互感器、避雷器，消弧消谐选线装置6003分别投入，10KVⅡ段电压互感器、避雷器，消弧消谐选线装置6004分别投入，1#盐硝变压器651开关合闸运行，2#盐硝变压器648开关合闸运行，卤水净化车间变压器650开关合闸运行，仓储车间变压器652开关合闸运行，循环水系统变压器653开关合闸运行。 2.2 低压厂用电系统运行方式
全公司配置10台低压变压器供全公司低压系统用电，包括站用工作变压器1台，站用备用变压器1台，厂前区变压器1台，检修变压器1台，干式接地变压器1台，盐硝车间变压器2台，卤水净化车间变压器1台，仓储车间变压器1台，循环水系统变压器1台。正常情况下，站用工作变压器投入，站用备用变压器在备用，厂前区变压器投入，检修变压器备用，干式接地变压器投入，1#、2#盐硝车间变压器投入，卤水净化车间变压器投入，仓储车间变压器投入，循环水系统变压器投入。 2.2.1 低压系统正常运行方式
正常情况下，站用工作变压器投入，接带站用配电室380VⅠ、Ⅱ段，380VⅠ、Ⅱ段母联开关在运行状态，站用备用变压器备用，厂前区变压器投入，向办公大楼、单身宿舍、食堂供电，检修变压器备用，干式接地变压器投入，检测和补偿我厂高压接地电流，1#、2#盐硝车间变压器分别投入，分别接带盐硝配电室380VⅠ、Ⅱ段，盐硝Ⅰ、Ⅱ段母联开关热备用，卤水净化车间变压器投入，向卤水净化380V低压配电室供电，仓储车间变压器投入，向仓储380V低压配电室供电，循环水系统变压器投入。向循环水系统380V低压配电室供电。
2.2.2 低压系统异常运行方式
2.2.2.1 站用工作变压器投入，接带站用配电室380VⅠ段，站用备用变压器投入，接带站用配电室380VⅡ段，母联开关在冷备用状态。
2.2.2.2 站用备用变压器投入，接带站用配电室380VⅠ、Ⅱ段，380VⅠ、Ⅱ段母联开关在运行状态，站用工作变压器冷备用。
2.2.2.3 1#盐硝车间变压器投入，接带盐硝配电室380VⅠ、Ⅱ段，盐硝Ⅰ、Ⅱ段母联开关在运行状态。2#盐硝车间变压器冷备用。
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2.2.2.4 2#盐硝车间变压器投入，接带盐硝配电室380VⅠ、Ⅱ段，盐硝Ⅰ、Ⅱ段母联开关在运行状态。
1#盐硝车间变压器冷备用。
2.2.2.5 1#、2#盐硝车间变压器分别投入，分别接带盐硝配电室380VⅠ、Ⅱ段，盐硝Ⅰ、Ⅱ段母联开关在运行状态。
2.2.2.6 剩余变压器中任意一台变压器故障停止运行。 3 电气安全规程
3.1 高压设备工作的基本要求
3.1.1 安全生产，人人有责。各级领导必须以身作则；要充分发动群众，依靠群众；工作中要有严密的组织，严格的纪律，严肃的态度；充分发挥各级安全机构组织的作用，严格监督规程的贯彻执行。 3.1.2 值班人员必须牢记，电气设备停电后，随时有不经事先通知而突然来电，即使是事故停电，也有随时来电的可能。在未拉开有关电源和做好安全措施以前，不得触及设备或进入遮拦。
3.1.3 值班人员对设备的巡视，须有二人在场。如单人巡视，须由有独立工作能力及有经验的人员进行，在巡视中，不得进行其它任何工作。雷雨天气，一般不准巡视室外的高压设备，不得靠近避雷装置。特殊需要时，应穿绝缘鞋。
3.1.4 高压设备导电部份，发生接地故障，如为室内设备不得接近故障地点4米以内，如为室外设备不得接近故障点8米以内，有措施的抢修和抢救受伤人员不在此限。在巡视中，遇突发性接地故障，应立即采用防止跨步电压的措施实施自救。
3.1.5 倒闸操作必须遵守操作票和监护制度。一切倒闸操作必须由二人进行。
3.1.6 使用摇表测量绝缘，必须验明设备确无电压和设备上无人工作后进行。测量绝缘前后设备必须对地放电。雷雨时，禁止用摇表测量架空线路绝缘。
3.1.7 经传动机构拉合刀闸，均应戴合格的绝缘手套，室外设备应穿戴合格的绝缘鞋。带电装卸可熔保险器应戴绝缘手套。
3.1.8 在运行着的发电机组上调整和清扫滑环碳刷时，不能同时接触两极或一极与接地部份。也不能两人同时进行，不能使衣服与擦试材料被机器挂住。更换电刷时，应适当减少无功。
3.1.9 不论高压设备带电与否，值班人员不得单独移开遮栏或越过遮拦，在高压设备上工作。 3.1.10 在发生人身触电的事故时为了急救触电人，可不经上级人员许可，立即拉开有关设备的电源开关，但事后必须上报。
3.2 停、送电工作的组织措施
3.2.1 停电工作的组织措施有两票三制：工作票、操作票和操作监护制、工作许可制、工作间断转移终结制。
3.2.2 第一种工作票包括：高压设备上工作需要全部停电或部份停电者；高压室内的二次接线和照明等回路上的工作需要将高压设备停电或装设遮栏者。
3.2.3 第二种工作票包括：高压室内工作无需停电，并无需在工作地点做准备措施者；复杂的低压设备上工作需要停电者或无需停电者。
3.2.4 在特殊情况下，不用工作票而依据口头命令或电话命令仍视为有效，但应将其命令记入操作记录簿中，或用电话录音，操作人应向发令人复诵核对无误后执行。
3.2.5 操作票的使用和操作监护制。当值班长下达操作任务后，由操作人填写操作票。每一张操作票只填写一个操作任务，已用过的操作票不得使用。操作票上写明监视和检查的内容。
3.2.6 班长必须详细审查操作票，填写的操作票上要有指定监护人，操作人的签名，班长审查并签字后交主任审查或批准。
3.2.7 主任审查操作票后应签字，并与有关单位联系后，再将操作命令下达班长。班长将其交给操作票上的监护人。
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3.2.8 监护人和操作人开好操作小会（逐条检查操作内容），认为无误，再到模拟图上进行假操作。
完毕后，再到现场操作。
3.2.9 操作人和监护人在操作时，应做到停、想、看。核对设备的名称，编号，监护人每念一项操作内容，操作人员应重复一次。操作人员先摸到设备，等监护人答复“可以”或“对”后，才准进行操作。 3.2.10 操作时，必须按操作票上的顺序进行，不得变更顺序，每完成一项操作监护人应在操作票上作一记号。操作中，如发现操作票不正确或有其它问题时，应立即停止操作，严禁恢复原状。 3.2.11 操作完毕，监护人应向班长汇报，并与有关单位联系。 3.2.12 由主任批准，班长审查的操作项目：
3.2.12.1 发电机、变压器的停送电和解列，并列操作。
3.2.12.2 10KV线路，母联开关的停送电、解列、并列操作。
3.2.12.3 厂用10KV和380V工作电源，备用电源的停送电和切换。
3.2.12.4 有关发电机、变压器、10KV母线等主要保护装置的投入和停用。 3.2.12.5 自动重合闸和备用电源自动投入装置的停用和投入、切换。 3.2.13 下列操作项目，由班长审查不再经主任批准，但事后向主任汇报。 3.2.13.1 蓄电池充放电操作。
3.2.13.2 各种检修、照明等配电箱盘电源的切换。 3.2.14 操作人和监护人的规定：
3.2.15 下列操作由班长监护，操作人由班长指定： 3.2.15.1 发电机和变压器的解列、并列操作； 3.2.15.2 10KV系统的停送电操作；
3.2.15.3 其它操作项目的监护人，原则上由各岗位负责人担任，特殊情况下由班长指定。 3.2.16 下列操作可不用操作票，但由班长指定监护人和操作人。
3.2.16.1 在380V以下的电压回路上的单一操作，但必须由二人进行。 3.2.16.2 单一的操作内容：如断、合一个开关、一把刀闸。 3.2.17 以下操作不用操作票和监护人。 3.2.17.1 直流回路的停、送电； 3.2.17.2 照明回路的停、送电。
3.2.18 完成下列手续后为工作许可制的内容。
3.2.18.1 值班员应在工作地点对工作班当面用手触及已停电并已接地和短路的导电部分，证明已无电压；
3.2.18.2 值班员应对工作班指明带电设备所在的位置；
3.2.18.3 值班长与工作负责人双方应在一式两份的工作票上签名，并各保管一份。
3.2.19 工作负责人和工作人员到现场工作时，应核对设备名称，检查安全措施执行情况，看清周围带电部分，在工作中要互相监护、互相提醒，发扬协作精神。在特殊情况下应派专人负责监护。
3.2.20 值班人员应经常巡视工作地点。如发现工作人员违反安全规程或威胁工作人员安全情况下时，应向工作负责人提出，严重的要停止该工作班工作，并报告值班负责人和工作票签发人，只有在不安全情况消除后，方可恢复工作。
3.2.21 如有非电气人员进入高压室或其它带电部分工作，值班负责人应派专人负责监护。 3.2.22 值班员不得变更足以影响安全工作条件的有关设备的运行接线方式。如因特殊情况必须变更时应通知工作领导人并采取相应的措施。
3.2.23 工作间断制内容包括工作终结、工作转移和工作间断。 3.2.23.1 值班人员非经工作负责人在工作票上填明工作终结，并将工作票收回以前，不得将停电的设备合闸送电。
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3.2.23.2 当工作班工作间断，全班人员离开工作地点时，若有紧急需要，值班人员可在工作票未交回
的情况下，合闸送电，但必须先通知工作负责人，并采取以下措施：
3.2.23.3 折除临时遮拦、接地线和标示牌，恢复常设遮栏，并拆下“在此工作”的标示牌，而且更换“有电危险！”的标示牌。
3.2.23.4 在工作班工作人员未到工作地点以前，所有通路均应派人守候，以便告诉工作班人员：“设备已合闸送电，不得继续进行工作。”在工作负责人未回到工作地点，工作票未交回以前守候人不得离开守候地点。
3.2.23.5 工作票未收回前，要求试转的工作班应通知电气值班长，说明设备的检修情况并测绝缘合格后，主动联系与设备有关的运行班组取得同意后，进行送电试转。如设备试运行情况不正常，则应停止运行，要求停电继续检修。
3.2.23.6 试转正常或有关检查项目（若开关跳、合闸试验等）已完成后，检修人员应仔细清扫，整理工作地点。值班员接到检修工作负责人关于终结和工作人员全部撤离通知后，应立即巡视设备的状况和工作地点有遗留物件。然后，办理工作票结束手续。
3.2.23.7 工作票结束手续，由值班负责人和检修工作负责人在两份工作票上签字，并将工作票收回，作好值班记录。
3.3 停、送电操作的技术措施
3.3.1 操作时，监护人的主要任务是监护。必要时，可酌情帮助，但不得连续帮助进行操作，操作人和监护人不得分离。操作过程中，不得讲解和作与此项操作无关的事宜。
3.3.2 母线倒闸操作要考虑负荷情况及母线保护的使用。（详见电气一次系统运行规程）倒闸一般不在交接班时进行。
3.3.3 在操作刀闸前，必须仔细检查开关和母联开关的位置。
3.3.4 送电操作前，应先给上操作保险。停电时，应在操作完成，再取下操作保险。 3.3.5 推拉刀闸的顺序。
停电时，先拉出线侧刀闸，再拉母线侧刀闸。送电时，应先合母线侧刀闸，再合出线侧刀闸。
3.3.6 刀闸操作完毕，必须仔细检查刀闸的实际位置是否正确，拉开距离是否合格，合闸后的接触是否良好。
3.3.7 严禁带负荷拉、合刀闸，如操作失误，不得迟疑不决或返闸。
3.3.8 更换运行中电压互感器高、低压保险或击穿保险时，应拉开电压互感器刀闸，并要事先考虑由于二回路失压引起的影响。
3.3.9 厂用变压器高（低）压开关必须确实并联后，方可进行专用盘的切换操作。 3.3.10 环形供电线路操作应考虑同期并列问题，及环流的影响。 3.4 停电时的安全措施
3.4.1 设备停电，必须断开与需停电设备有关的各方面的全部电源，（包括拉开刀闸及熔丝），使各方面至少有一个明显的断开点。
3.4.2 工作人员进行工作需要占据的位置及施工设备与导电部份的距离一般小于以下数据时，必须断电：
设备电压距离
6KV及以下0．35米 10－－35KV0．70米
大于上列数据，该导电部份可以不停电，但必须装设绝缘良好的遮栏。 3.4.3 悬挂标示牌
3.4.3.1 在一经合闸即可送电到工作地点的刀闸手柄上应挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌，并将刀闸手柄锁住。
3.4.3.2 在工作设备上悬挂“在此工作”标示牌.
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3.4.3.3 低压回路停电时，在断开一切需要在有电的开关和刀闸后，刀闸上加绝缘隔板，并挂上“有
人工作”，“禁止合闸”标示牌。工作前再行验电，再考虑附加的安全措施。
3.4.3.4 戴好绝缘手套，将相应电压等级验电笔在带电设备上试验指示灯应明亮。将试验好的验电笔在工作设备上的两端进行验电，指示灯应不亮。
3.4.3.5 当验明工作设备确无电压，方可装设接地线，但应先把接地线的接地端用螺丝紧固在接地点上，携带型接地线应用截面不小于25平方毫米的裸软铜线。
3.4.3.6 把一端已可靠接地的接地线的另一端接到设备上，并三相短路。这是保护工作人员防止突然来电的安全措施。同时剩余电荷也因接地而放尽。
3.4.3.7 对可能有送电到工作设备上的电源侧或有感应电的设备，均应装设接地线。 3.4.3.7.1 10公尺以上母线应在两端各装一组接地线。
3.4.3.7.2 变压器本体上工作，应在每一侧线圈上挂接地线。
3.4.3.8 接地线要装在明显的地方，要装得紧，接得牢，并与带电部份保持安全距离。 3.4.3.9 装设和拆除接地线的情况要在运行记录本上作好认真的记载。严禁带接地线送电。
3.4.3.10 对两侧均可来电的馈线，如：601、602、641、642，在停电检修时，要特别注意以下几个方面：
3.4.3.10.1 经主任与公司生产部联系，严格按生产部指令逐相操作。
3.4.3.10.2 热电车间必须断开该馈线开关，拉出手车开关，然后，再取下控制保险。根据检修人员工作的位置装设两组接地线，两组接地线应安装可能来电的两侧，以保证工作人员的安全。 3.4.3.10.3 装设接地线的安全措施参见前面所述。
3.4.3.11 对于两侧均可来电的馈线，如上面所述。检修工作完毕，送电操作时应注意事项： 3.4.3.11.1 检修人员办理工作完毕手续后，电气运行人员应先拆除所有接地线； 3.4.3.11.2 给上热电厂侧馈线开关的控制保险；
3.4.3.11.3 经主任与生产部联系，由生产部了解馈线对方整流站是否具备受电条件，如：线路、开关处应无人工作，无接地线。
3.4.3.11.4 公司电调通知馈线对方整流站已具备受电条件以后，我热电厂方可供电。送电完毕，向公司生产部汇报。
3.5 电气设备的工作状态
3.5.1 运行中的电气设备有四种状态，即运行状态、热备用状态、冷备用状态、检修状态 3.5.1.1 不需要随时启动的设备，其刀闸、保险均处于断开位置，称为冷备用。
3.5.1.2 准备随时启动的设备其刀闸及保险均已合上，开关一经合上，就能启动设备称为热备用。 3.5.1.3 单元电气设备的开关及刀闸都在合闸位置，继电保护及自动装置按规定投入，电气设备带有额定电压，称为运行状态
3.5.1.4 单元电气设备的各侧开关及刀闸都在分闸位置，该设备各侧相邻电气设备有明显断开点，并在该设备装设接地线及其它安全措施，称为检修状态。
3.5.2 各电气设备处于冷备用，热备用、运行状态、检修状态，由运行主管决定。
3.5.3 处于热备用、冷备用状态的电气设备，停用时间在一个月以上者，应测其绝缘，将结果记入记录本。
3.5.4 处于热备用、冷备用的设备，有条件时，应每月启动一次。 3.6 电气检修工作注意事项
3.6.1 凡是在电气设备上工作，原则上应停电进行，如在特殊情况下不得不带电工作，需经主管批准。但必须有可靠的绝缘安全用具及保护措施，做好事故预想。 3.6.2 工作人员与设备导电部分之间至少应该保持下列距离。 设备电压距离 6KV以下0.7米
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10－－35KV 1.0米
导电部分只能在工作人员的前面或侧面，并应设置绝缘可靠的遮拦。如在后面或两侧或小于上述规定时，则应必须停电或采取有效的防护措施，才允许进行工作。
3.6.3 工作地点，必须有充足的光度，设备检修工作用行灯电压，必须是12伏或36伏。 3.6.4 工作人员应穿适当的工作服，袖口、下裤脚要扎紧，女同志必须戴上帽子。
3.6.5 在工作地点行走时，要注意运转和带电的设备，传递物件、工具等严禁抛掷。在高压室搬运管子、梯子或进行清扫时，工作人员应特别小心谨慎，并有专人监护。
3.6.6 登高作业时，三米及以上为高空作业，一般应系安全带，使用梯子时要注意合适角度，并采取防止滑倒的措施，应该按高空作业的要求、规程执行。
3.6.7 电气设备附近，使用电、气焊或喷火，其火焰与导电部分的距离及位置应按规定执行，必要时应装设防火遮拦。
3.6.8 在工作前或间隙中禁止饮酒，工作时要严肃，禁止打闹。
3.6.9 雷电时停止一切室外引向室内的架空线路及引入线刀闸上的工作。 3.7 安全用具规定
3.7.1 电气生产现场应用足够的合格绝缘垫。
3.7.2 电气值班员必须随身带低压试电笔，主控、厂用盘必须有高压试电器。 3.7.3 绝缘手套、鞋、绝缘棒应放在干燥和清洁的地方。
3.7.4 凡是在低压部分操作，必须穿球鞋。在高压部分操作，必须要戴绝缘手套和穿绝缘鞋。 3.7.5 所有电气绝缘用具，必须定期进行绝缘预防性检查合格后可用。
3.7.6 穿戴绝缘手套和绝缘靴时，袖口或裤管必须套入手套或靴内，不得戴绝缘手套去绞扭铁丝或铜丝，以防破裂或穿孔。
3.7.7 使用喷灯，火焰与带电部分的距离，电压6KV以下者不得小于1.5米；电压在6KV以上者，不得小于3米，禁止在带电导线，带电设备、变压器、油开关附近将喷灯点火。
3.7.8 在电气设备发生火灾的情况下，应首先设法切除电源，再进行扑救，以保证扑救人员的安全和防止火焰蔓延扩大，在切断电源时，要注意安全，防止触电，并立即通知消防队。
3.7.9 电气设备的火灾一般使用二氧化碳，四氯化碳灭火器灭火，除流散地上的油火外，不宜用泡沫灭火器灭电气设备的火灾。对于不转的电气设备还可以用干式灭火器灭火。旋转电机的火灾不能用干式灭火器，以防止绝缘和轴承受损。
3.7.10 各横班应配有适量的合格消防器材。并配合厂安全科检查消防器材的配置情况。 4 发电机运行规程
4.1 适用范围和技术规范
本规程对热电配送中心一期工程＃1发电机的运行、维护、操作和事故处理作了具体规定，适用于热电发电机的运行管理。 4.1.1 引用标准
水电部《发电机运行规程》，《电力工业技术管理法规》；生产厂家有关技术说明书。 4.1.2 发电机的技术规范
热电一期工程壹台发电机，发电机出口设一台避雷器、一台励磁变、两台PT，出口通过出口断路器601与本厂10KV系统10KVＩ段并网，10KV母线采用单母线分段接线，共分二段，通过母联开关610联接。#1发电机通过我厂10KV系统与长宁县古河变电并网运行。 4.2 设备规范 4.2.1 发电机：
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项目
单位
机号
1#
QF-J7-2 7000 10500 481 0.8 50 140 35 260 96
0.0556Ω/相
0.098 2.197 0.1998 0.1235 0.1506 0.0672 6 ≥0.5 3000 Ｙ F
2009-79 2010.2 13 5.6
杭州汽轮发电机厂
型号 额定功率 KW 定子电压 V 定子电流 A 功率因数 频率 HZ 额定励磁电压 v 空载时励磁电压 v 额定励磁电流 A 空载时励磁电流 A
定子绕组直流电阻 (75℃) 转子绕组直流电阻 (75℃) 定子漏抗 Xe 直轴同步电抗 Xd 直轴瞬变电抗 X’d 直轴超瞬变电抗 X” 负序电抗 X2 零序电抗 X0 瞬时短路时间常数 Td3’ 短路比 fk0 转速 r/min 接线 绝缘等级 编号 出厂年月 定子重 吨 转子重 吨 制造厂 4.2.2 励磁变压器
型 号：ZLC-125/10.5 额定容量: 125KVA 额定电压: 10.5/0.27KV 额定电流: 6.87/267.3A 接 法: Ｙ 阻抗电压:3.8% （ 75℃ ） 制 造 厂:嘉兴市秀城特种变压器厂 4.2.3 空冷器
型号:KCLQ65-6*10 额定换热容量：65KW 水 压 降：0.013MPa 冷却器回路: 2
22/
风量: 2.4M/S 耗 水 量：20 Mh 进水温度: 33℃ 工作 水压:0.2-0.25 MPa 制造厂: 张家港市恒强冷却设备有限公司 4.3 发电机的正常运行
4.3.1 发电机的许可运行方式
4.3.1.1 发电机在额定负荷下运行时，各部分温度及温升应不超过下列规定（冷却空气温度40度）
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主要部件 定子线圈 转子线圈 定子铁心 轴瓦 轴承回油温 允许温升 80 90 80 60 50 最高温度℃ 120 130 120 80 65 4.3.1.2 发电机冷却空气相对温度不得超过60%（24℃），进风温度不得大于40℃。最低进风温度，
以空气冷却器不凝结水珠为准，通常约在20℃左右。空气冷却器进水温度不超过+33℃, 当进水温度提高到+33℃以上时，进口风温相对提高，因此必须相应降低发电机的允许温升，此时，发电机功率以温升不超过降低的允许值为限。
4.3.1.3 在进风温度为40℃时,其定子电流按额定值运行.若进风温度40-45℃范围内,每增加1℃,定子电流应降低额定值的1.5%,在45-50℃范围内, 每增加1℃,定子电流应降低额定值的3%.
4.3.1.4 当进风温度低于40℃时,每降低1℃,允许定子电流升高额定值的0.5%.发电机的出风温度最高不得超过70℃，冷却器进出口冷热风温度差不得超过25--30℃.电气值班人员应经常监视进出风温及差值的变化,以判断发电机冷却器系统运行是否正常.
4.3.1.5 轴承进油温度约在35—45℃，出油温度不超过65℃。 4.4 电压、频率、功率因数变动时允许运行方式
4.4.1 当功率因数为额定值时，允许发电机电压在额定值±5%（9975V～11025V）范围内变动，电压低于额定值的95％，此时定子电流不得超过额定值的105％; 电压高于额定值的105％,此时转子电流不得超过额定值。
4.4.2 发电机频率的变动范围不超过额定值的±2%，但在其额定值的±0.5Hz，此时发电机可按额定容量（或以下）运行。当发电机频率低于或高于其额定值的±0.5Hz时，应注意观察：发电机励磁电压及电流；发电机定子电流及有、无功负荷的变化情况。
4.4.3 正常运时，发电机功率因数在0.8～0.95范围内运行时，可以维持额定出力。当功率因数低于0.8时，应监视定子、转子电流，不允许超过额定值，功率因数最高不得超过0.95。
4.4.4 发电机三相电流应保持平衡，在每相电流不超过额定值且最大相与最小相电流的差值与额定电流之比不得超过10% ,可连续运行。
4.4.5 发电机在额定转速下,轴承振动应从垂直、水平两个方向进行测量。其值水平为0.025㎜,轴向为0.038㎜.
4.4.6 发电机转子碳刷磨损不得量不得超过整个长度的2/3,则必须进行更换. 4.5 发电机的起动、并列、加负荷和停机 4.5.1 发电机的启动
4.5.1.1 发电机启动前的检查
4.5.1.1.1 发电机安装和检修后，在起动前应将工作票全部收回，拆除所设置的各项安全措施，清理清洁设备和现场。
4.5.1.1.2 检查发电机滑环、引线应清洁完整，电刷接触应良好，压力均匀，无卡涩现象，极性联结正确牢固。
4.5.1.1.3 检查本体空气冷却器室内应清洁，内部无漏水现象，门应关严密。
4.5.1.1.4 检查发电机出线各连接部分连接牢固、各支持绝缘子清洁无破损、发电机出口电流互感器二次接线牢固、断路器小车应在试验位置、断路器应在断开位置。刀闸、互感器、发电机避雷器、自动电压调节装置等一二次设备及回路应正常。 4.5.1.2 发电机启动前的测试和试验 4.5.1.2.1 发电机启动前的测试
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测量发电机定子及转子回路的绝缘电阻，绝缘电阻值应作好记录。
测量发电机定子回路绝缘电阻，可以包括联接在该发电机定子回路上不能用隔离开关断开的各种电气设备，并采用２５００伏摇表测量。其绝缘电阻值不应低于10.5兆欧。若测量的结果较前次有显著的降低（考虑温度和空气湿度的变化，如降低到前次的１／３～１／５），应查明其原因并将其消除。 测量发电机转子回路绝缘电阻，采用５００伏摇表，其回路全部绝缘电阻值不应小于０.５兆欧。 4.5.1.2.2 发电机启动前的试验
4.5.1.2.2.1 检查发电机所属仪表应良好，保险接触良好，送上操作保护电源，检查电压正常。 4.5.1.2.2.2 合上发电机保护屏、同期开关柜、励磁调节装置柜交直流电源。
4.5.1.2.2.3 送上各种装置的装置电源，各保护装置，自动装置，联动装置，并列装置应完好。核对保护整定值正确，压板应在规定位置。
4.5.1.2.2.4 检查发电机出口真空断路器（601）是否正常，送上装置电源及操作电源、保护电源、交流电源。
4.5.1.2.2.5 将发电机出口测量保护PT、励磁PT送到工作位置，送上励磁变压器一次熔断器，将断路器（601）摇至试验位置，断开励磁小刀闸DK。
4.5.1.2.2.6 联系汽机做好电气联动试验的准备工作。 4.5.1.2.3 发电机差动保护试验
4.5.1.2.3.1 在励磁调节装置柜上将运行方式选择开关旋转至“自动”位置； 4.5.1.2.3.2 在励磁调节装置柜上将通道选择开关旋转至“通道A”； 4.5.1.2.3.3 在励磁调节装置柜上合上FMK开关；
4.5.1.2.3.4 在发电机同期柜上投入发电机同期开关TK；
4.5.1.2.3.5 在发电机同期柜上将同期闭锁开关STK切换至“解除”位置； 4.5.1.2.3.6 在发电机同期柜上将手动同期开关ISTK切换至“精调”位置； 4.5.1.2.3.7 按下QA按钮；
4.5.1.2.3.8 待发电机出口断路器（601）开关红灯点亮后，退出TK、ISTK开关； 4.5.1.2.3.9 投入发电机“热工保护跳闸压板、励磁系统跳闸压板”；
4.5.1.2.3.10 在发电机保护柜PDS-771保护器上进入开出检测，开出发电机差动保护动作，同时开出出口继电器；
4.5.1.2.3.11 主控室事故喇叭响，发电机出口断路器开关红灯熄灭，绿灯亮； 4.5.1.2.3.12 灭磁开关FMK跳闸,红灯熄灭，绿灯亮；
4.5.1.2.3.13 同时，PDS-771保护器上信号发出，“热工信号”、“励磁系统故障”、“TV回路断线”；
4.5.1.2.3.14 复归FMK开关，退出“热工保护跳闸压板、励磁系统跳闸压板”； 4.5.1.2.3.15 试验完毕，汇报有关。
4.5.1.2.4 FMK联跳发电机出口断路器（601）试验
重复4.5.1.2.3的4.5.1.2.3.1—4.5.1.2.3.9操作步骤；
4.5.1.2.4.1 10.2.8.10．在发电机保护柜PDS-771保护器上进入开出检测，开出灭磁联跳主开关保护动作；同时开出出口继电器；
4.5.1.2.4.2 主控室事故喇叭响，发电机出口断路器开关红灯熄灭，绿灯亮； 4.5.1.2.4.3 灭磁开关FMK跳闸,红灯熄灭，绿灯亮； 4.5.1.2.4.4 同时，PDS-771保护器上信号发出，“热工信号”、“励磁系统故障”、“TV回路断线”； 4.5.1.2.4.5 复归FMK开关，退出“热工保护跳闸压板、励磁系统跳闸压板”； 4.5.1.2.4.6 试验完毕，汇报有关。
4.5.1.2.5 10.2.9.电气紧急停车按钮跳发电机出口断路器（601）试验 重复4.5.1.2.3的4.5.1.2.3.1—4.5.1.2.3.9操作步骤；
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4.5.1.2.5.1 按下发电机紧急停车按钮；
4.5.1.2.5.2 主控室事故喇叭响，发电机出口断路器开关红灯熄灭，绿灯亮； 4.5.1.2.5.3 灭磁开关FMK并不跳闸，立即断开FMK开关； 4.5.1.2.5.4 这时，PDS-771保护器上信号发出，“热工信号”、“励磁系统故障”、“TV回路断线”； 4.5.1.2.5.5 退出“热工保护跳闸压板、励磁系统跳闸压板”； 4.5.1.2.5.6 试验完毕，汇报有关。 4.5.1.2.6 跳发电机出口断路器试验
重复4.5.1.2.3的4.5.1.2.3.1—4.5.1.2.3.9操作步骤；
4.5.1.2.6.1 在发电机保护柜PDS-771保护器上进入开出检测，开出跳机端出口断路器保护动作；同时开出出口继电器；
4.5.1.2.6.2 主控室事故喇叭响，发电机出口断路器开关红灯熄灭，绿灯亮； 4.5.1.2.6.3 灭磁开关FMK并不跳闸，立即断开FMK开关； 4.5.1.2.6.4 这时，PDS-771保护器上信号发出，“热工信号”、“励磁系统故障”、“TV回路断线”； 4.5.1.2.6.5 退出“热工保护跳闸压板、励磁系统跳闸压板”； 4.5.1.2.6.6 试验完毕，汇报有关。
4.5.1.2.6.7 以上试验全部合格后，方可进行开机准备工作。
4.5.1.2.6.8 停机时间超过48小时，在重新开机并列前必须进行以上试验，临时停机或事故停机，在未超过48小时的且未在本机上进行任何检修工作，开机时可不做上述试验。 4.5.2 发电机并列前的准备操作
4.5.2.1 检查发电机定子、转子线圈绝缘合格，现场符合开车条件。 4.5.2.2 给上发电机励磁变熔断器。
4.5.2.3 将PT及避雷器（6010）小车摇到工作位置。 4.5.2.4 将发电机励磁PT（6011）柜小车摇到工作位置。 4.5.2.5 将发电机出口断路器（601）手车摇到工作位置。
4.5.2.6 给上发电机保护屏、同期开关柜、励磁装置柜交直流电源，投入 相应压板； 4.5.2.7 确认励磁开关在断开位置；
4.5.2.8 旋转励磁工作方式开关到“自动”。 4.5.2.9 旋转通道AB通道开关到“通道A”. 4.5.2.10 投入励磁小刀闸DK。
4.5.2.11 发电机转速达1000-1500n/min时，应检查滑环上的电刷是否有接触不良或跳动现象，如有应立即设法消除。
4.5.2.12 发电机开始转动后，即应认为发电机及其全部设备均已带电，不准任何人在一次回路上工作。 4.5.2.13 对安装和检修后第一次起动的机组，应缓慢升速并监听发电机的声音和检查轴承给油情况及振动。
4.5.2.14 在转速达到额定值时，应检查： 4.5.2.14.1 轴承油流温度和轴瓦温度；
4.5.2.14.2 检查发电机和冷却系统漏风情况，对漏风处应作标记，以便停机后加以堵塞 4.5.3 发电机并列、带负荷、解列：
当发电机转速达3000n/min时，得到汽机传达可并列信号，根据班长令进行下列操作： 4.5.3.1 发电机自动准同期并列
4.5.3.1.1 旋转“分合闸”开关至“合闸”位； 4.5.3.1.2 旋转“分励起励”开关至“起励”位；
4.5.3.1.3 调整“减少增加”开关，调整励磁，使发电机电压与系统电压一致； 4.5.3.1.4 投入发电机同期开关TK；
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4.5.3.1.5 检查同期闭锁开关STK在闭锁位置，调整“调压开关”调整待并机组的电压频率与系统一
致；
4.5.3.1.6 投入自动同期开关DTK； 4.5.3.1.7 按下启动按钮QA； 4.5.3.1.8 按下出口按钮CA；
4.5.3.1.9 待发电机控制开关红灯点亮后，调整励磁，配合汽机增减负荷； 4.5.3.1.10 退出发电机TK、DTK开关；
4.5.3.1.11 投入发电机“热工保护跳闸”压板、“励磁系统跳闸”压板； 4.5.3.1.12 向汽机传达“已成功并列发电机”信息； 4.5.3.1.13 操作完毕，汇报有关。 4.5.3.2 发电机手动准同期并列
4.5.3.2.1 旋转“分合闸”开关至“合闸”位； 4.5.3.2.2 旋转“分励起励”开关至“起励”位；
4.5.3.2.3 调整“减少增加”开关，调整励磁，使发电机电压与系统电压一致； 4.5.3.2.4 投入发电机同期开关TK；
4.5.3.2.5 检查同期闭锁开关STK在解除位置，调整“调压开关”调整待并机组的电压频率与系统一致；
4.5.3.2.6 将手动同期开关ISTK打至粗调，调整“调压开关”调整待并机组的电压频率与系统一致，再将ISTK开关打至精调，进一步调整电压和频率与系统一致； 4.5.3.2.7 待同步表指针指到距同步点5°时，立即按下QA;
4.5.3.2.8 待发电机控制开关红灯点亮后，调整励磁，配合汽机增减负荷； 4.5.3.2.9 退出发电机TK、STK、ISTK开关；
4.5.3.2.10 投入发电机“热工保护跳闸”压板、“励磁系统跳闸”压板； 4.5.3.2.11 向汽机传达“已成功并列发电机”信息； 4.5.3.2.12 操作完毕，汇报有关。同期并列注意事项 4.5.3.3 手动准同期并列注意事项:
4.5.3.3.1 同期整步表S的指针缓慢转动一周以上，证明表计无故障后方可并列；
4.5.3.3.2 如同期整步表指针转动太快，有跳动或在零位附近有晃动，以及停在中间位置不动，不允许断路器并列操作，应对同期回路和表计进行检查；
4.5.3.3.3 同期整步表连续工作在10分钟内未完成并列操作时应停止工作，待5分钟后再投入使用，以免损坏同期整步表及影响并列的正确性；
4.5.3.3.4 在进行同期并列操作时，应精力集中，抓住时，选择适当的提前量，发出合闸脉冲，避免因合闸捕捉点选择不当造成机组冲击；
4.5.3.3.5 在进行“手准”并列操作时，禁止将同期切换开关STK切至“闭锁”位置，即解除闭锁。 4.5.3.4 自动准同期并列注意事项:
4.5.3.4.1 装置面板上的各整定值不得任意修改;
4.5.3.4.2 增. 减速, 升.降压信号均应同实际相符, 如对装置信号出现异常或对正确动作有怀疑时, 应停止使用, 通知检修人员检查。
4.5.3.4.3 凡在同期电压回路上工作过，或有关同期电压互感器检修. 更换后, 均应进行相序. 相位的核对, 正确后方可进行同期并列操作。 4.5.3.5 提升发电机的电压时，应注意三相定子电流均等于或接近于零。当发电机的转速已达额定值，应注意发电机定子电压是否达额定值，同时根据转子电流表核对转子电流是否与正常空载额定电压时的励磁电流相符。
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4.5.3.6 发电机并网后，有功负荷增加的速度决定于汽轮机；一般情况发电机在冷态（温度低于正常
运行温度的50%）可以运行在30%的额定负载，然后载30min内逐步升高至正常值。加负荷时必须有系统地监视发电机冷却介质温升、铁芯温度、线圈温度以及电刷、励磁装置的工作情况等。 4.5.3.7 发电机并列运行后应进行下列检查： 4.5.3.7.1 将一次回路进行一次全面检查； 4.5.3.7.2 对发电机和励磁系统本体检查； 4.5.3.7.3 检查电刷运行工况；
4.5.3.7.4 检查发电机风温及空气冷却系统。 4.5.3.8 发电机解列操作
4.5.3.8.1 接班长的停机命令后，填写停机操作票（事故或故障停机除外），监护人签字并经班长批准后方可进行停机操作。
4.5.3.8.2 在正常情况下，发电机解列前，必须减去有功及无功负荷，当励磁电流减小到零时，根据汽机传达的可解列信息，断发电机出口断路器601，再断励磁开关，并向汽机发出“已断开”信号； 4.5.3.8.3 断开励磁屏电源开关、拉开励磁小刀闸；
4.5.3.8.4 检查出口断路器确在断开位置，将手车摇 验位置；取下发电机出口断路器二次插座。 4.5.3.8.5 拉开发电机小室的仪用PT和励磁PT手车。
4.5.3.8.6 发电机每次停机，待转子停止转动后，应按规定测量定子和励磁回路的绝缘电阻；并检查气体冷却器中的水已停止循环。
4.5.3.8.7 按电气有关规定，悬挂安全标示牌。 4.6 发电机运行中的监视和检查维护
4.6.1 运行中应严密监视并定时记录发电机的电压、电流、负载、频率、定子线圈、定子铁心、转子线圈等温升以及轴承油温、进出口风温、空冷气冷却器进水温等，不得超过规定值。
4.6.1.1 所有发电机参数适时显示在电脑屏幕上，并整点打印记录；仪表盘上的电气表计指示值，必须每小时记录一次；发电机定子线圈、定子铁芯和进出风的温度,必须每小时检查一次，每二小时记录一次。 运行人员应分析数据有无超过限额及其他异常现象。
4.6.1.2 监督定子及励磁回路绝缘的电压表，仪表的读数每班抄录，应在定期巡查时进行。轴承绝缘的检查，在机组大、小修后进行。
4.6.2 发电机及其附属设备，应由值班人员每小时进行定期的外部检查，此外，在每次较严重的外部短路以后，也应对发电机进行外部检查。
4.6.3 电气值班人员每班应进行滑环电刷的维护。使用压缩空气吹扫，压力不应超过3个表压，压缩空气中应无水分和油。
4.6.3.1 在运行中的发电机的滑环或其它励磁绝缘上工作时，工作人员应穿绝缘鞋（或铺胶皮垫）、使用绝缘良好的工具并应采取防止短路及接地的措施。当励磁系统有一点接地时，尤应特别注意。 4.6.3.2 禁止同时用两手碰触发电机励磁回路和接地部分或两个不同极的带电部分。工作时应穿工作服，禁止穿短袖衣服或把衣卷起来。衣袖要小，并在手腕处扣住。女工还应将辫子卷在帽子内。 4.6.4 定期检查滑环时，应注意下列各点： 4.6.4.1 滑环上电刷的冒火情况；
4.6.4.2 电刷在刷框内有夫援或卡住的情形，电刷在框内应能上下起落，但不得有摇摆情形；
4.6.4.3 电刷联结软线是否完整，接触是否紧密良好，弹簧压力是否正常，有无发热，有无碰机壳的情形；
4.6.4.4 电刷边缘是否有剥落情形； 4.6.4.5 电刷中的磨耗程度；
4.6.4.6 各电刷的电流分担是否均匀（电刷和联线是否过热）；
4.6.4.7 刷框和刷架上有无积垢，若有积垢须用刷子扫除或用吹风机吹净。
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4.6.4.8 8.检查电刷时，可顺序将其由刷框内抽出。一般情况下更换电刷时，在同一时间内，每个刷
架上只许换一个电刷。换上的电刷须在模型上研磨良好，且新旧牌号须一致。更换电刷的工作应由有经验的人员执行。
4.6.5 整流励磁装置的维护
4.6.5.1 整流励磁装置中使用可控硅管整流时，运行中应定期检查硅管及引线等的发热情况以及快速熔断保险动作情况。经常检查并监视功率 柜风扇运行。
4.6.5.2 停机断电状况下，检查接线是否松动，吹扫器件和线排上的灰尘； 4.7 发电机异常运行和事故的处理 4.7.1 发电机异常运行处理
4.7.1.1 在事故情况下，允许发电机的定子线圈在短时内过负荷运行，同时也允许转子线圈有相应的过负荷。 发电机过负荷的允许值如下表： 定子线圈短时过负荷电流／额定电流 电流值（A）
持续时间（分钟）
1．1 529.1 20
1．12 538.72 18
1．15 553.15 15
1．25 601.25 5
1．5 721.5 2
4.7.1.2 当发电机的定子电流达到过负荷允许值时，电气值班人员应该首先检查发电机的功率因数和电压，并注意电流达到允许值所经过的时间，在允许的持续时间内，用减少励磁电流的方法，减低定子电流到正常值，但不得使功率因数过高和电压过低。 如果减小励磁电流不能使定子电流降低到正常值时，则必须降低发电机的有功负荷。
4.7.1.3 力率超过滞相0。95时，应增加发电机励磁电流。若定子电流超过额定值时，则减有功功率。 4.7.1.4 运行中个别表计突然降低或到零时，应对照其他表计进行分析，可能时电压或电流二次回路断线（熔断器熔断）或短路引起，不要急于调整，只做针对性处理，无法消除时，通知有关人员查处。 4.7.1.5 发电机超温时，如电流指示在规定值以内，应检查温度表是否准确，并通知汽机检查空冷器，若冷却系统正常，可适当减少无功功率和有功功率。 4.7.2 发电机事故处理
4.7.2.1 发电机发生剧烈的振荡或失去同期： 现象：
4.7.2.1.1 定子电流表的指示剧烈变化，定子电流的变化有超过正常值的情形； 4.7.2.1.2 发电机和母线上各电压表指示都发生剧烈的变化，经常是电压降低； 4.7.2.1.3 有功功率表的指示由大到小或由小到大来回波动； 4.7.2.1.4 转子电流表的指示在正常值附近摆动。
4.7.2.1.5 发电机发出鸣音，其节奏与上列各项表计的波动合拍。 4.7.2.1.6 处理：
4.7.2.1.7 尽可能增加其励磁电流以创造恢复同期的有利条件； 4.7.2.1.8 联系汽机采取降低发电机的有功负荷；
4.7.2.1.9 如果调节仍不能恢复同期时，在故障持续两分钟内，联系调度将发电机与系统解列。 4.7.2.2 发电机在启动中升不起电压： 现象：
4.7.2.2.1 励磁电流、电压表无指示； 4.7.2.2.2 发电机定子电压表无指示； 4.7.2.2.3 处理：
4.7.2.2.4 检查励磁调节装置是否良好； 4.7.2.2.5 检查起励电源是否正常；
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4.7.2.2.6 检查整流管熔断器是否良好；有无断线；
4.7.2.2.7 若励磁电流、电压有指示，则应检查发电机电压互感器，熔断器是否良好，有无断线。 4.7.2.3 发电机变为电动机运行： 现象：
4.7.2.3.1 有功指示为负，无功指示升高；
4.7.2.3.2 定子电流表指示降低，定子电压和励磁表正常； 4.7.2.3.3 频率有可能降低。 4.7.2.3.4 处理：
4.7.2.3.5 若危急保安器未动作，应立即增加有功负荷，使发电机摆脱电动机运行； 4.7.2.3.6 如果汽机发出“注意机器危险”信号，应解列停机； 4.7.2.4 发电机失磁 现象：
4.7.2.4.1 转子电流为零，电压表可能为零； 4.7.2.4.2 定子电压降低，电流升高；
4.7.2.4.3 有功功率指示降低，无功功率指示为负； 4.7.2.4.4 处理：如保护未动作，应立即手动解列停机。 4.7.2.5 当发电机的断路器自动与系统断开时 处理：
4.7.2.5.1 检查自动灭磁开关是否跳开，如果未跳开，就立刻用远方操作按钮将其切断；
4.7.2.5.2 应根据保护动作情况迅速判明故障，如是发电机差动保护动作，应停机进行全面检查。如是发电机出口断路器以外事故引起发电机主开关越级动作，则应切除故障点后，立即将发电机并入系统。 4.7.2.5.3 检查是否由于人员误动作而引起，如果确定掉闸是由于人员误动作所引起，则应立即将发电机并入电网；
4.7.2.6 当发电机以外发生事故，引起电压下降，发电机的励磁由自动励磁调整器强行励磁到最大时，在1分钟内电气值班人员不得干涉自动调整励磁装置的动作。在1分钟以后，则应立即根据现场的情况采取措施（如线路保护装置拒动，应立即手动断开线路开关；如发电机保护拒动，应立即手动把发电机解列）在发电机主开关以外发生长时间的短路，且定子电流表的指针指向最大而电压剧烈降低时，如果发电机的保护装置拒绝动作，电气值班人员应立即用手动把发电机解列。
4.7.2.7 当发电机由于内部故障的保护装置动作而掉闸时，应测量定子线圈的绝缘电阻，并对发电机及其有关的设备和所有在保护区域内的一切电气回路（包括电缆在内）的状况，作详细的外部检查，查明有无外部征象（如烟、火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹等），以判明发电机有无损坏。 此外，应同时对动作的保护装置进行检查，并查问在电网上有无故障。
4.7.2.8 如果检查发电机及其回路的结果并未发现故障，则发电机可从零起升压。升压时如发现有不正常情况，应立即停机，以便详细检查并消除故障。如升压时并未发现不正常现象，则发电机可并入电网运行。
4.7.2.9 在中性点不接地的系统中运行的发电机，当发现系统中有一点接地时，应立即查明接地点。如接地点在发电机内部，则应立刻采取措施，迅速将其切断。如接地在发电机外，亦应迅速查明原因并将其消除。当接地电容电流小于5安时，在未消除前允许发电机在电网一点接地情况下短时间运行，但至多不得超过2小时；应立即将发电机从电网解列，并断开励磁。 4.7.2.10 空气冷却器的故障处理：
4.7.2.10.1 如少量漏水，不危及发电机绝缘时，可监视线圈和铁芯温度不得超过规定值。超过时，应降低有功负荷。
4.7.2.10.2 如漏水严重或危及发电机绝缘时，应请示领导停止发电机运行。
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4.7.2.10.3 3．如果发电机的过热是由于冷却水的中断或进入到冷却器的水量减少，则应立即恢复供
水。如果不能恢复，则应减少负荷或将发电机自电网解列。 4.7.2.11 发电机着火
处理： 立即打掉危急保安器或操作紧急停机按钮， 关掉补充风道；解列发电机，告知电气运行值班人员，得到“发电机已解列”的信息后，立即向机内喷水，直到火灾完全扑灭为止。禁止在火灾扑灭前，将发电机完全停下来，而应该保持发电机转子在额定转速10%左右转动，以免转子弯曲。 4.7.2.12 发电机振动 4.7.2.12.1 机械原因
4.7.2.12.2 电磁原因：转子匝间短路或接地造成磁场不平衡所引起；定转子间气隙不均匀，转子线圈变形移位；定子铁心绝缘损害，硅钢片松动。
处理：一般振动可不紧急停机，振动较大时，可适当降低有功和无功功率，根据表计变化，进行综合判断后，再确定处理措施。 5 变压器运行规程
5.1 主题内容与适用范围
本规程对热电电力变压器的运行、维护、操作和事故处理作了具体规定，适用热电电力变压器的运行管理。
5.2 引用标准
电力行业标准《电力变压器运行规程》—DL/T 572-95；电力变压器检修导则 DL/573；《电力工业技术管理法规》；厂家有关技术资料 5.3 变压器运行标准 5.3.1 允许温度
5.3.1.1 油浸式变压器在运行中应经常监视其上层油温不得超过95℃，为了防止油质劣化过快，上层油温不宜经常超过85℃，当环境温度为35℃时，温升不允许超过60℃。 5.3.1.2 干式变压器线圈外表最高温度不得超过80℃。 5.3.2 变压器绝缘电阻的规定
5.3.2.1 凡额定电压1000V以上的线圈用2500V摇表测量绝缘电阻，凡额定电压在1000以下的线圈用500V或1000V摇表测量绝缘电阻。
5.3.2.2 变压器的绝缘吸收比R60/R15不低于1.3。
5.3.2.3 主变压器绝缘电阻不得低于前次在相同温度下所测值的 70%。
5.3.2.4 厂用变绝缘电阻值最低不得小于1KV电压1MΩ，并与上次测量结果比较不得低于上次测量的50%。
5.3.3 允许过负荷运行方式
5.3.3.1 变压器的额定连续出力，应以铭牌额定标准。 5.3.3.2 变压器允许事故过负荷倍数及时间
过负荷倍数 1.3 1.45 1.6 1.75 2 2.4 3
允许持续时（min） 120 80 30 15 7.5 3.5 1.5
5.3.3.3 油浸式风冷变压器，当达到额定电流的2/3或油面温度达到65℃时，应投入风扇装置，当负载电流低于额定1/2或油温低于50℃时切除风扇；风扇故障停止工作时，顶层油温不超过65℃，允许带额定负载运行。
5.3.3.4 干式变压器温度达到70℃时，风机启动，60℃时风机停止，90℃时超温报警，120℃时自动跳闸。
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5.3.3.5 无论变压器分接头在任何位置，如果所加一次电压不超过相应额定值的5%，则变压器二次
侧可带额定电流。 5.4 运行操作 5.4.1 一般操作
5.4.1.1 变压器检修完毕投入运行前，必须完成下列工作：
5.4.1.1.1 有关工作票全部收回并办理结束，并由工作负责人详细地作出书面交代，拆除所有安全措施（接地线、标示牌、临时遮拦等），恢复常设措施（遮拦、警告牌）； 5.4.1.1.2 按规定对变压器进行全面检查；
5.4.1.1.3 测定变压器绝缘电阻合格，测定冷却器电机绝缘合格，冷却装置试运转正常。 5.4.1.1.4 新安装或检修注油后的变压器应启动全部冷却器运行一定时间，如有残留气体要注意排出，特别是瓦斯继电器内的气体。新安装的电力变压器在初次投运前应进行送电冲击3—5次。
5.4.2 4变压器合闸送电前，必须先将其保护装置投入，并检查工作正常，冷却器投入手动或自动启动。
5.4.3 4变压器送电操作，必须先合上刀闸（先合电源侧刀闸，后合负荷侧刀闸），然后合上断路器，停电操作相反。除特殊情况外，严禁从变压器低压侧充电。 5.4.4 4重瓦斯保护装置的运行：
5.4.4.1 正常运行和备用中的主（联络）变压器，应将重瓦斯保护装置投入跳闸位置；
5.4.4.2 主（联络）变在运行中进行滤油、加油、放油、换硅胶或对瓦斯继电器排气，应将重瓦斯保护投信号位置； 5.4.5 调压操作：
5.4.5.1 将变压器停电，摇出真空断路器至实验位置：
5.4.5.2 切换时要注意内部的响声并在整定位置来回切换数次，磨去接触面的油膜及油污； 5.4.5.3 测量三相直流电阻合格；
5.4.5.4 检查分接头指示器与实际位置相符； 5.4.5.5 调压操作完毕后，解除所设的安全措施。 5.5 运行维护
5.5.1 5.1 对运行和备用中的主（联络）变压器，应进行定期和机动性的检查。 5.5.1.1 正常运行时，每班检查四次；
5.5.1.2 新投入或检修后的变压器第一次带负荷时应进行机动性检查；
5.5.1.3 每日晚班负荷高峰时，进行一次熄灯检查，主要检查接头各处有无放电火花、电晕及过热烧红现象；
5.5.1.4 每次短路故障后，应立即进行检查；
5.5.1.5 变压器在过负荷运行中或天气恶劣时应进行机动性检查。 5.5.2 变压器的巡回检查项目：
5.5.2.1 变压器的声音是否正常，有无异常声响；
5.5.2.2 油枕及套管油色油面正常，无漏油，呼吸器内硅胶不变色； 5.5.2.3 套管清洁、无破损、裂纹、电晕现象，无放电痕迹； 5.5.2.4 各阀门和所有接洽面有无漏油，防爆管安全膜是否完整；
5.5.2.5 套管导电部分及各连接处有无放电及发热情况。支持瓷瓶无裂纹、放电现象； 5.5.2.6 变压器各部温度是否正常；
5.5.2.7 冷却器有无停转、慢转、振动和异音； 5.5.2.8 电缆有无破损、腐蚀、电晕等现象； 5.5.2.9 变压器外壳接地是否良好； 5.5.2.10 瓦斯继电器内有无气体。
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5.6 变压器的异常运行及处理
5.6.1 变压器有下列情况之一为异常运行 5.6.1.1 现象：
5.6.1.1.1 鸣声增大或音调异常；
5.6.1.1.2 温度显著升高，但未超允许值；
5.6.1.1.3 变压器或套管油位低于或高于允许值，油色变化，经试验不合格； 5.6.1.1.4 套管出现裂纹、放电痕迹或放电声； 5.6.1.1.5 套管螺丝或接线板过热发红； 5.6.1.2 轻瓦斯保护动作。 处理动作：
5.6.1.2.1 在异常运行期间应加强监视，采取必要措施防止异常情况的扩大，并查明原因，尽快消除缺陷；
5.6.1.2.2 主变出现异常如需停电处理，应向有关领导汇报，并得到调度员同意；
5.6.1.2.3 厂用电出现异常如需停电处理，应将该段母线倒换到备用变供电或另一段全带。 5.6.1.2.4 1．2 变压器温度有不正常升高时，应进行下列检查处理： 5.6.1.2.5 检查变压器的负荷情况及三相负荷是否平衡； 5.6.1.2.6 冷却器是否正常运转；
5.6.1.2.7 温度计是否故障而误指示； 5.6.1.2.8 散热器与本体温度有无关联；
5.6.1.2.9 是否由于漏油或其他原因使油面过低而引起温度上升； 5.6.1.2.10 经以上检查未发现问题，应将变压器停电处理。 5.6.1.3 变压器油位下降处理：
5.6.1.3.1 如果油位缓慢下降，应全面检查是否漏油或气温低使油面下降，并通知检修人员处理或注油；
5.6.1.3.2 如果油位急速下降，禁止将瓦斯保护停用，应立即设法制止漏油，并通知检修人员处理或注油，如无法制止应联系中调停电处理。 5.6.1.3.3 1．4 轻瓦斯保护动作处理：
5.6.1.3.4 检查瓦斯继电器内是否有气体，确定保护是否动作。检查前应将保护压板投入信号，取样后投入跳闸；
5.6.1.3.5 通知检修人员取瓦斯内气体和油样进行分析；
5.6.1.3.6 向中调申请停电检查，如调度不同意停电，按其命令执行，但必须及时汇报领导和生产部。如判明为空气，应将气体放出后继续运行，但须查明原因设法消除，如为可燃气体，则申请中调停电处理。
5.7 事故处理
5.7.1 主变压器保护配置见保护运行规程。
5.7.2 变压器有下列情况之一为事故运行，应立即停电： 5.7.2.1 变压器内响声很大，不均匀，有爆炸声； 5.7.2.2 压力释放装置动作，向外喷油、喷火；
5.7.2.3 变压器漏油到油位指示器下限，并不能及时消除，且油位继续下降； 5.7.2.4 套管有严重的破损、严重放电闪烙或引起接线头熔断； 5.7.2.5 变压器着火冒烟；
5.7.2.6 变压器在正常负荷和相应的冷却条件下，温度异常升高。冷却器全部投入或降低负荷，仍不能使温度稳定在极限以下；
5.7.2.7 变压器油质变坏，油色变化，化验不合格。
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5.7.3 重瓦斯保护动作处理：
5.7.3.1 对变压器外部全部检查，看是否存在破裂、变形、喷油、喷烟、喷火及有严重漏油现象； 5.7.3.2 取瓦斯气体并判断瓦斯性质；
5.7.3.3 在停电做好安全措施后，用2500KV摇表测量变压器各线圈的绝缘电阻； 5.7.3.4 检查二次回路及瓦斯继电器；
5.7.3.5 以上检查未发现异常，应请示领导同意后，对变压器递升加压，良好后投入运行； 5.7.3.6 如判断为可燃气体，不经检查不得送电；
5.7.3.7 如判明为瓦斯保护误动，应停用该保护，恢复送电，但差动保护必须投入。 5.7.4 差动保护动作处理：
5.7.4.1 检查差动保护范围内的一次设备； 5.7.4.2 测量变压器的绝缘电阻； 5.7.4.3 查明是否保护装置误动；
5.7.4.4 如未发现任何故障，汇报中调和领导同意后，进行递升加压试验，没有问题则投入运行； 5.7.4.5 如确认差动保护误动，经中调和领导同意，退出该保护，将变压器投入运行，但重瓦斯保护必须投入；
5.7.4.6 如差动保护和重瓦斯保护同时动作，表明故障在变压器内部，应对变压器进行内部检查。 5.7.5 复合电压过电流动作处理：
5.7.5.1 检查如是外部断路器或二次回路故障所造成，则变压器可投入运行；
5.7.5.2 若不属（a）情况，则须对变压器进行外部检查，查无外部故障征象，经测量变压器绝缘合格，可从变压器高压侧充电，没有问题则投入运行；
5.7.5.3 若变压器有外部故障征象，应进行内部检查，经试验合格后才能投入运行。 5.7.6 主变零序保护动作处理：
5.7.6.1 检查主变高压侧中性点至跳闸断路器处有无明显接地； 5.7.6.2 对变压器外部及引接线检查； 5.7.6.3 检查零序保护装置是否误动。 5.7.7 主变压器着火处理：
5.7.7.1 停电：如未自动跳闸，应将变压器停电后，拉开断路器两侧刀闸，并切除冷却器电源。如危及邻近设备的安全运行，也应及时联系中调停止邻近设备的运行；
5.7.7.2 排油：若油溢在变压器顶盖上着火时，则打开变压器下部油阀，将油排至事故油池，使变压器油面低于火面。若是变压器内部故障着火时，则不能放油，以防发生严重爆炸； 5.7.7.3 起动消防水泵，打开消防水阀门向变压器喷雾灭火；
5.7.7.4 用干式灭火器、四氯化碳灭火器、1211灭火器进行灭火，灭火人员应带上防毒面具，如变压器油流到地面着火时，可用干砂子灭火。干式变压器着火时，严禁用砂子灭火，灭火人员应带好防毒面具。
5.7.7.5 着火时必须有专人指挥，防止扩大事故或引起人员中毒、烧伤、触电等。 5.7.8 厂用变压器电流速断保护动作处理：
5.7.8.1 对变压器高低侧电缆、引线进行全面检查； 5.7.8.2 做好安全措施，测量变压器的绝缘； 5.7.8.3 如未发现异常，可将变压器投入运行。 5.7.9 厂用变压器过流保护动作处理：
5.7.9.1 对变压器全面检查无异常，断开变压器高低压侧断路器，从高压侧对变压器充电一次，成功后逐级恢复送电；
5.7.9.2 如果强送电不成功应做好安全措施，测量变压器绝缘，通知检修人员检查处理。 5.7.10 厂用变压器零序保护动作处理：
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5.7.10.1 对变压器0.4KV电缆进行检查无异常，断开高低压侧断路器，从高压侧对变压器强充电一
次，成功后逐级恢复送电；
5.7.10.2 如果强送电不成功应做好安全措施，通知检修人员测量变压器低压侧绝缘电阻。 5.7.11 变压器自动跳闸后，如查不出故障原因时，应测量变压器及其引线绝缘电阻，确认设备无故障、并经试送电正常后方可恢复正常运行。 5.7.12 变压器压力释放动作：
5.7.12.1 压力释放器电接点跳闸时，在动作后，应检查压力释放器在动作时有无喷油或喷烟，并检查瓦斯保护有无信号发出，运行表计有无重大摆动等分析 ，只有确认无明显故障或压力释放器摆动后方可复位压力释放器投入运行，否则必须对变压器本体及绝缘油取样实验后，方可投入运行。 5.7.12.2 压力释放器电接点只发信号，动作时，作如下处理：
5.7.12.2.1 无油喷出，综合分析确认无故障误动时，维持变压器运行，复位压力释放器接点。 5.7.12.2.2 动作时喷油或喷烟，瓦斯保护发出信号，电流电压摆动，应停机检查试验，确认无故障后，再恢复运行。 5.8 设备规范
6 高压配电装置运行规程
6.1 主题内容与适用范围
本规程对索特热电厂10KV变电配电装臵的运行、操作维护和事故处理作了具体规定，适用热电厂高压配电装臵的运行管理 6.2 引用标准
水电部颁发的《电气设备预防性实验规程》、电力部《电力工业技术管理法规》、能源部《高压断路器运行规程》、生产厂家的有关技术说明书 6.3 主接线运行 6.3.1 基本原则
6.3.1.1 主接线运行方式的改变，牵涉线路保护定值改变时，请按要求进行更改。 6.3.1.2 发电机运行时必须保证我厂主接线范围有一台联络变中性点接地。 6.3.1.3 10KV主母线Ⅰ、Ⅱ并联运行。
6.3.1.4 主接线异常运行方式必须经主管领导批准后，方可改变运行方式和操作。 6.4 运行方式
6.4.1 正常运行方式
厂用10KV工作母线单独运行，其备用电源自投装臵投入；厂用400V母线单独运行，其备用电源自投装臵投入。
6.4.2 特殊运行方式
若电力系统极不稳定，通过负荷调整，并断开601断路器 解列运行（待系统稳定应立即并列）。这时应注意发电机励磁调节方式应以电压调节方式运行，确保厂内电压稳定。 6.4.3 运行方式变更时注意事项 6.4.3.1 保证送电的可靠性 6.4.3.2 保证厂用供电的可靠性 6.4.3.3 便于调整和事故处理
6.4.3.4 满足防雷保护和继电保护要求
6.4.3.5 在满足安全的同时，应考虑到运行的经济性、电能质量 6.5 配电装置一般规定
6.5.1 配电装置在新安装或检修后，必须按部颁《电气设备预防性试验标准》等的规定试验合格，并需经主管生产领导批准后方可投入运行。
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6.5.2 配电装置在检修后，工作票应全部收回，拆除检修安全措施（接地线、标示牌、遮栏等），恢
复常设安全措施，方可投入运行。 6.5.3 断路器检修后，投入运行前必须做一次远方分合闸试验，分合时应现场检查断路器分合闸情况。试验时至少有一组串联刀闸在断开位置，拒绝分合的断路器禁止投入运行。
6.5.4 断路器停止运行后（无检修作业时），必须作一次远方分合闸试验，试验时至少有一组串联刀闸在断开位置。备用时不作试验。
6.5.5 断路器无论事故跳闸或正常操作均应作好记录，开关进行强送电前后应对其进行外观检查。 6.5.6 隔离开关的操作，必须在串联断路器断开的情况下进行（电压互感器操作例外），禁止用隔离刀闸断开空载变压器。
6.5.7 禁用隔离刀闸拉开故障的配电装置。
6.5.8 电流互感器二次回路严禁开路，电压互感器二次回路严禁短路。
6.5.9 避雷器动作情况除正常记录外，事故和雷雨后，应记录避雷器的动作情况。
6.5.10 裸导体正常工作时的最高允许温度一般不超过80℃，如其接触面有锡或银的可靠覆盖时，允许到90℃
6.5.11 电流互感器退出运行检修时，应采取如下措施。 6.5.11.1 将一次回路断开
6.5.11.2 将二次线圈与所连接的二次回路全部断开。 6.5.11.3 将二次线圈可靠短路接地。
6.5.11.4 将被断开的二次回路电缆头进行绝缘包扎，避免造成差动保护误动。
6.5.12 5．13 电压互感器退出运行检修时，应将失去电压可能误动的保护和自动装置退出运行。 6.6 运行操作 6.6.1 一般规定
6.6.1.1 倒闸操作必须按以下规定执行
6.6.1.1.1 倒闸操作必须按有关操作原则进行，操作票应严格按照公司要求填写，操作票由副值（操作人）填写，正值（监护人）审核，班长复核。正式操作前应先审核签名，再进行操作，并严格按照倒闸操作步骤执行。
6.6.1.1.2 只有当值值班人员有权执行倒闸操作，在事故处理时，允许非当班人员协助当班人员进行指定项目操作。
6.6.1.1.3 修试人员要进行不带一次电压电动操作时，要取得当值人员的同意，并在工作结束恢复原来状态后交给值班员，在控制室进行远方实验，操作应由当值人员进行。
6.6.1.1.4 一切倒闸操作应由两人进行，副值操作正值监护。重要操作应由班长监护。 6.6.1.1.5 倒闸操作应根据《电业工作安全规程》的规定正确使用安全工器具。 6.6.1.1.6 操作时，不得做与操作无关的工作和交谈。
6.6.1.1.7 操作中如发生事故或异常情况，应立即停止操作，并报告调度，经同意后才能继续操作。 6.6.1.2 下列操作可以不用操作票 6.6.1.2.1 事故处理
6.6.1.2.2 拉（合）开关的单一操作。
6.6.1.2.3 同时拉（合）几路开关的限（送）电操作。 6.6.1.2.4 上述操作应记入运行日志
6.6.1.3 隔离开关不允许带负荷操作，必须在串联断路器断开后，方可推上拉开
6.6.1.4 隔离开关操作后，应检查触头接触是否良好锁订，转换接点良好，拉杆弹簧是否有断裂现象。 6.6.1.5 路器操作前必须检查操作电源正常及灭弧介质正常。 6.6.1.5.1 断路器的操作回路正常，无故障信号、位置信号正常。 6.6.1.5.2 弹簧操作机构正常，各转动部位涂以润滑油。
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6.6.1.5.3 绝缘件表面檫拭干净
6.6.1.6 电压互感器检修时，应将其一次、二次全部断开，以防二次回路倒送电。
6.6.1.7 10KV及以下电压互感器检修后投入运行前，应检查一、二次接线正确和无异物。 6.6.1.8 按下启动按钮险，退出时须相反。 6.6.2 具体操作
6.6.2.1 10KV#1并网线路的并列操作
6.6.2.1.1 现场检查结束，工作票已经收回，安全措施均已解除，恢复常设遮拦并对断路器全面检查 6.6.2.1.2 得到值长命令后，检查 602断路器确在断开位置。 6.6.2.1.3 上 602 断路器合闸及操作电源。
6.6.2.1.4 认 602断路器弹簧机构已储能，检查并投入并网线路所属保护。 6.6.2.1.5 同期操作方法合上 602路器，现场检查一切正常。 6.6.2.1.6 报调度，作好记录。
6.6.2.2 10KV供电线路的倒闸操作。 6.6.2.2.1 送电操作
6.6.2.2.1.1 工作票全部收回，现场检查正常，安全措施均已拆除。 6.6.2.2.1.2 检查10KV线路相应小车开关确在断开位置。 6.6.2.2.1.3 合上6002、602柜操作、保护等电源断路器。 6.6.2.2.1.4 将手开关6002推到工作位置。
6.6.2.2.1.5 将断路器602推到工作位置。 6.6.2.2.1.6 合上相应线路开关。 6.6.2.2.1.7 汇报调度，做好记录。 6.6.2.2.2 停电操作
6.6.2.2.2.1 接到用户（调度）停电通知后，经值长允许方可操作。 6.6.2.2.2.2 断开相应线路断路器。
6.6.2.2.2.3 检查断路器，确在断开位置。 6.6.2.2.2.4 将线路操作、保护等电源断开
6.6.2.2.2.5 如用户要求检修线路、变压器需做安全措施时，应确认用户侧线路开关已断开，验电无误后，方可操作相应接地开关。
6.6.2.2.2.6 汇报调度，做好记录。 6.7 高压配电设备运行维护及事故处理 6.7.1 检查规定
6.7.1.1 电气设备由巡检人员按规定进行检查并作好巡检记录；
6.7.1.2 电缆室、电缆廊道由巡检人员按规定进行检查并作好巡检记录；
6.7.1.3 事故、故障、检修后，天气变化时，新设备投入等，除定期巡视检查外，还应增加机动性的巡回检查；
6.7.1.4 每天中班在高峰负荷时，对室外配电设备进行一次熄灯检查（厂房内设备熄灯检查按定期轮换规定进行）；
6.7.1.5 避雷器动作次数按规定进行检查并作好巡检记录；
6.7.1.6 电缆室、电缆廊道无积水、无异物、无异音、异味，照明正常，电缆外皮无破损，电缆头无渗油；
6.7.1.7 各设备区整洁无杂物，安全设施及标志齐全，消防设备完好，照明正常，门锁良好。 6.7.1.8 室外配电设备随季节、天气变化应增加下列检查项目： 6.7.1.8.1 大风天检查架空线及母线有无过大摆动和挂落物；
6.7.1.8.2 雨降雾天检查各处有无异常放电声，接头有无气流，室内有无渗水。
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6.7.2 检查注意事项
6.7.2.1 检查配电设备时，不得进行其他工作，如发现异常情况，但并非危及人身和设备安全时，应立即报告值班长，不得擅自进行处理；
6.7.2.2 检查时禁止触及避雷器，雷雨天需要巡视高压设备时，应穿绝缘靴，不得靠近避雷器和避雷针，无特殊需要时不得进行登高检查；
6.7.2.3 巡视配电装置进出高压室，必须随手将门锁好。 6.7.3 断路器运行
6.7.3.1 断路器的巡视检查
6.7.3.2 断路器的巡视检查项目：
6.7.3.2.1 分、合指示位置正确，并与当时实际运行工况相符； 6.7.3.2.2 支持绝缘子无裂痕及放电异声； 6.7.3.2.3 真空灭弧室无异常； 6.7.3.2.4 接地完好；
6.7.3.2.5 引线接触部分无过热，引线弛度适中； 6.7.3.3 机构的检查项目：
6.7.3.3.1 机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；
6.7.3.3.2 断路器在运行状态，储能电动机的电源闸刀或熔丝应在闭合位置；
6.7.3.3.3 检查储能电动机、行程开关接地无卡住和变形，分、合闸线圈无冒烟异味； 6.7.3.3.4 断路器在分闸备用状态时，分闸连杆应复归，分闸锁扣到位，合闸弹簧应储能。 6.7.3.3.5 防凝露加热器良好。
6.7.3.4 结果：在运行记录薄上记录检查时间、巡视人员姓名和设备状况。设备缺陷尚需按缺陷管理制度的分类登入缺陷记录薄。 6.7.3.5 的特殊巡视：
6.7.3.5.1 新设备投运的巡视检查，周期应相对缩短。投运72小时以后转入正常巡视；
6.7.3.5.2 夜间闭灯巡视，有人值班的变电所和发电厂升压站每周一次，无人值班的没二月一次。 6.7.3.5.3 气象突变，增加巡视。
6.7.3.5.4 雷雨季节雷击后应进行巡视检查。 6.7.3.5.5 高温季节高峰负荷期间应加强巡视。 6.7.3.6 断路器的正常维护：
6.7.3.7 断路器正常运行维护项目： 6.7.3.7.1 不带电部分的定期清扫；
6.7.3.7.2 配合其他设备的停电机会，进行传动部位检查，清扫瓷瓶积存的污垢及处理缺陷。 6.7.3.7.3 按设备使用说明书规定对机构添加润滑油； 6.7.3.7.4 检查合闸熔丝是否正常，核对容量是否相符。
6.7.3.7.5 执行了断路器正常运行维护工作后应载入记录薄待查。 6.7.3.8 断路器的操作
6.7.3.8.1 断路器操作的一般要求如下： 6.7.3.8.1.1 断路器经检修恢复运行，操作应检查检修中为保证人身安全所设置的措施（如接地线等）是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常。
6.7.3.8.1.2 长期停运的断路器在正式执行操作前应通过控制方式进行试操作2～3次，无异常后方能按操作票拟定的方式操作；
6.7.3.8.1.3 操作前应检查控制回路、辅助回路、控制电源（气源）或液压回路均正常、储能机构已储能，即具备运行操作条件；
6.7.3.8.1.4 操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的变化
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6.7.3.8.2 正常运行的断路器操作时注意检查SF6断路器气体压力在规定的范围内.
6.7.3.8.3 操作断路器时操作机构应满足：弹簧机构合闸操作后应自动再次储能； 6.7.3.8.4 断路器故障状态下的操作规定：
6.7.3.8.4.1 断路器运行中，SF6断路器气体压力异常（如突然降至零等），严禁对断路器进行停、断电操作，应立即断开故障断路器的控制电源，及时采取措施，断开上一级断路器，将故障断路器退出运行；
6.7.3.8.4.2 断路器的实际短路开断容量接近于运行地点的短路容量时，在短路故障开断后禁止强送，并应停用自动重合闸；
6.7.3.9 断路器的不正常运行和事故处理 6.7.3.9.1 运行中的不正常现象
6.7.3.9.2 值班人员在断路器运行中发现任何不正常现象时（如SF6气压下降或有异声，分合闸位置指示不正确等），应及时予以消除，不能及时消除的报告上级领导并相应记入运行记录薄和设备缺陷记录薄内。
6.7.3.9.3 值班人员若发现设备有威胁电网安全运行且不停电难以消除的缺陷时，应向值班调度员汇报，及时申请停电处理，并报告上级领导。
6.7.3.9.4 断路器有下列情形之一者，应申请立即停电处理： 6.7.3.9.4.1 套管有严重破损和放电现象；
6.7.3.9.4.2 SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号； 6.7.3.9.4.3 真空断路器出现真空损坏的丝丝声； 6.7.3.9.4.4 引线端头发热烧红或严重变色. 6.7.3.10 断路器远方操作拒绝合闸 原因:
6.7.3.10.1 操作回路无直流电源,保险熔断;
6.7.3.10.2 断路器辅助接点接触不良或二次回路断线; 6.7.3.10.3 具有闭锁或同期回路的有关开关位置不当; 6.7.3.10.4 直流电压过高或过低; 6.7.3.10.5 操作机构缺陷;
6.7.3.10.6 合闸回路无电或断线;
6.7.3.10.7 合闸时间太短或跳闸回路有电; 处理:
6.7.3.10.8 进行针对性检查处理;
6.7.3.10.9 将手车拉至实验位置,进行断路器分合实验;
6.7.3.10.10 如属开关或回路故障,而一时无法处理时,报告值长通知负责人协助处理. 6.7.3.11 断路器远方操作拒绝分合闸 原因:
6.7.3.11.1 操作回路无直流电源,保险熔断;
6.7.3.11.2 断路器辅助接点接触不良或二次回路断线; 6.7.3.11.3 直流电压太低; 6.7.3.11.4 操作机构缺陷;
6.7.3.11.5 继电保护拒动时,可能保护继电器回路存在缺陷; 6.7.3.11.6 开关主触头因故障电流太大被焊粘;
6.7.3.11.7 处理:同7.2.3.3,如系主触头焊粘,应断开上一级电源或对母线停电,方能处理.
6.7.3.11.8 手车开关合闸后发现拉杆瓷瓶断裂多相时,应立即报告值长,联系停上一级电源或对母线停电处理.
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6.7.4 隔离开关的操作
6.7.4.1 使用原则：送电时，应先合上各侧隔离开关，后合串联的断路器，严禁隔离开关带负荷合闸；停电时，先断开串联的断路器，再拉开各侧隔离开关，严禁带负荷拉隔离开关。 6.7.4.2 允许隔离开关进行下列操作
6.7.4.2.1 系统无接地时，拉、合电压互感器。 6.7.4.2.2 无雷击时拉、合避雷器。 6.7.4.2.3 拉、合空母线。
6.7.4.2.4 拉、合变压器中性点接地刀闸（中性点有消弧线圈时，只有在系统无接地故障时进行）。 6.7.4.2.5 倒排操作时，拉、合旁路电流（但此时必须肯定断路器三相接通，并将环供的断路器改非自动）。
6.7.4.2.6 拉合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路。 6.7.5 电压互感器的运行 6.7.5.1 ：
发电机出口配有3台REL-10型PT、3台RZL—10型PT作为发电机励专用。REL作为发电机测量、控制、保护及同期之用。
6.7.5.2 运行中电压互感器的检查
6.7.5.2.1 电压互感器瓷瓶应清洁无裂痕，无缺损及放电现象。 6.7.5.2.2 电压互感器的油面应正常不渗漏为宜。
6.7.5.2.3 电压互感器一、二次回路接线牢固、各接线头无松动现象。 6.7.5.2.4 电压互感器二次接地应良好。
6.7.5.2.5 检查电压互感器一、二次熔断器，一次隔离开关及辅助接触应良好。 6.7.5.2.6 电压表计量指示应正确，电压互感器不应过负荷。 6.7.5.3 电压互感器的事故处理 电压互感器熔丝熔断或回路断线 现象：
6.7.5.3.1 “电压互感器回路断线”告警。 6.7.5.3.2 有功功率表指示失常。
6.7.5.3.3 电压表指示为零或三相电压不一致。 6.7.5.3.4 电度表停走或走慢。
6.7.5.3.5 低电压继电器动作，同期鉴定继电器可能有响声。
6.7.5.3.6 若高压熔断器溶断，可能有“接地”信号报警，绝缘监视电压表较正常值偏低，而正常相监视电压表的指示正常。 处理：
6.7.5.3.7 发电机电压互感器回路断线按“发电机运行规程”处理，其他各极电压互感器回路断线按“继电保护及自动装置运行规程”处理。
6.7.5.3.8 对电量计量有影响的电压互感器熔断时，应准确记录时间，以便补加电量。
6.7.5.3.9 当高压熔丝熔断时，应在拉开电压互感器刀闸，取下次级熔丝并经验，放电后，才可进行调换，同时应检查在高压熔丝熔断前是否有不正常情况，并测量电压互感器绝缘，确认良好后可送电。 6.7.5.3.10 如经调换熔丝后，再次熔断，则不应再调换，应进一步查明原因。 6.7.6 电流互感器运行
6.7.6.1 电流互感器正常运行检查
6.7.6.1.1 电流互感器各接头无发热及松动现象。 6.7.6.1.2 检查二次接地应良好
6.7.6.1.3 检查电流互感器无异常时，瓷质部分应清洁完好，无损坏及放电现象。
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6.7.6.1.4 电流互感器故障处理
6.7.6.2 运行中电流互感器二次回路开路： 现象：
6.7.6.2.1 电流表、有无功表等有关表计指示失常（非表计回路电流互感器则无变化）。 6.7.6.2.2 严重时电流互感器处有嗡嗡声，冒烟及焦味等，甚至可能引起一次回路故障。 处理：
6.7.6.2.3 将有影响的保护停用，对故障电流互感器设法在端子处进行短路，但必须做好相应的安全措施，以免开路引起高压危险。
6.7.6.2.4 如不能将二次端短路或情况严重时（有焦味冒烟），则将电流互感器停用，并通知继保人员处理。
6.7.6.3 电压互感器和电流互感器，当发现有下列故障征象之一时，应立即停用： 6.7.6.3.1 高压侧的熔丝接连熔断二，三次。 6.7.6.3.2 发热温度过高。
6.7.6.3.3 内部有劈啪声或其他躁音。
6.7.6.3.4 充油式电压互感器或电流互感器引出线有严重漏油现象。 6.7.6.3.5 从电压互感器或电流互感器内发生臭味或冒烟。
6.7.6.3.6 线圈与外壳之间，或引线与外壳之间，有严重火花放电。 6.7.7 避雷器及接地装置运行
6.7.7.1 我厂10KV母线发电机出口及中性点，当雷击时引起的大气过电压或操作引起的过电压时，作为保护各电气设备免遭损害之用
6.7.7.2 避雷器应长年投入运行，还应每年在非雷雨季节校验一次，校验合格后即投入运行。 6.7.7.3 馈线线路侧无避雷器的，在雷雨季节不得带电开口运行。 6.7.7.4 任一条母线投入运行时相应母线避雷器须投入运行。 6.7.7.5 雷雨应按要求做好雷电观察记录。
6.7.7.6 每次雷电后应进行特殊巡视一次，雷电期间不得进行操作。 6.7.8 避雷器巡视
6.7.8.1 .套管表面与套管连接处无裂痕；
6.7.8.2 瓷瓶应清洁完整，无破损及异常放电声。
6.7.8.3 引线和接地良好，连接牢固，无断裂和锈蚀，均压环和铁帽应紧固。 6.7.8.4 雷雨后或系统发生单相接地后，应对避雷器进行以下检查： 6.7.8.4.1 套管有无破损；
6.7.8.4.2 导线及避雷器接地装置有无烧伤痕迹； 6.7.8.4.3 放电记录器是否完整，并记录下动作次数；
6.7.8.5 雷雨后,对避雷器的检查不得靠近,必须穿绝缘鞋,从远处观察. 6.7.8.6 避雷器故障 现象:
6.7.8.6.1 外部瓷套有裂纹。
6.7.8.6.2 引线接地线接触不良或有异声。
6.7.8.6.3 发生异常放电现象,套管爆炸,冒烟着火。
6.7.8.7 处理：一般情况下,不得带故障用隔离开关切断故障避雷器,特别在避雷器冒烟着火时,应先用断路器停电再拉刀闸处理.
6.7.8.8 运行时接地装置检查。 6.7.8.8.1 接地螺丝是否松动。
6.7.8.8.2 接地线有无锈蚀断落现象。
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6.7.8.8.3 所有电气设备外壳是否可靠接地。
6.7.8.8.4 每年雷雨季节前，应对接地装置进行一次检查。 6.8 消弧消谐过电压保护装置 6.8.1 工作原理:
它是根据线路发生故障时，中性点对地绝缘的供电系统会出现零序电压，将零序电压作为微机综合控制器启动信号开始计算，然后再根据发生故障时每相电压的情况进行逻辑分析计算，判定接地故障发生的相别及接地属性,再根据判定结果做出相应处理。 6.8.2 面板介绍
6.8.2.1 指示灯：面板上指示灯由十个发光二极管构成。单片机控制器上电工作时，“运行” 指示灯会间隔性地闪亮，如果控制器自身有问题，指示灯将不会闪亮，显示屏也将无显示，这时装置不可以投运。“A、B、C相动作”三个灯分别指示接地相别,当发生弧光接地时，对应相动作灯亮。“报警”灯为警报信号灯，当被保护系统发生故障时用来指示故障相并发出警报信号。当发生熔丝熔断时，“熔丝熔断” 指示灯亮。当发生金属性接地时，“金属接地” 指示灯亮，此时“A、B、C相动作”灯不亮。当发生PT端线时，“PT端线”灯亮。“数据接收”和“数据发送”指示灯为通迅信号灯，其工作时不停地闪动。
6.8.2.2 面板上有四个按键，分别为“复归”、“调整”、“确认”、“功能”，在投运前，它们用来调试装置，检验装置能否可靠动作；装置投入运行后，若动作了，用来查询和重新启动装置。四个按键的具体用途见下图所示: 6.8.2.3 运行规定:
6.8.2.3.1 经常检查消弧消谐过电压保护装置和后台通信情况,以及柜内情况;
6.8.2.3.2 当系统发生弧光接地故障时,保护装置将动作,这时,应根据小电流选线装置选线情况,判断故障范围,立即通知用户要求停电检查;( 小电流选线装置设定延时自动跳闸,10KV厂用系统设定时间为:10分钟,主控楼系统设定时间为:30分钟).待故障线路确定停用后,立即后台复归,恢复系统运行.
6.8.2.3.3 如果后台远方复归不成功,可到现场面板复归;若面板复归还是不行,一是再次确认故障线路全部切除没有;二是装置本身原因,这时采取手动复归;但必须穿戴好安全保护用品,注意安全距离.
6.8.2.3.4 装置每次动作后应组织专业人员进行传动实验检查, 检测高压真空接触器能否正确动作。在刀闸断开前提下检测接触器能否动作，这时可以通过控制器面板上的几个按键来检测. 6.8.3 电力电缆
6.8.3.1 正常运行规定:
6.8.3.1.1 电力电缆的绝缘电阻值不应低于所属设备的绝缘电阻允许值;
6.8.3.1.2 电力电缆的电流不得超过其允许的额定电流值.紧急事故时,电缆允许的短时过负荷,应按以下规定:
6.8.3.1.2.1 1KV及以下电缆,允许过负荷10%连续运行2小时; 6.8.3.1.2.2 6-10KV电缆,允许过负荷15%连续运行2小时; 6.8.3.2 电缆长期运行允许温度参照以下规定值:
额定电压KV 3KV及以下 6KV以下 35KV以下 电缆种类 天然橡皮绝缘 65℃ 65℃ 粘性纸绝缘 80℃ 65℃ 50℃ 聚氯乙烯绝缘 65℃ 65℃ 聚乙烯绝缘 70℃ 交联聚乙烯绝缘 90℃ 90℃ 80℃ 27
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6.8.3.3 运行中电缆的检查：
6.8.3.3.1 电缆头无过热变色痕迹;
6.8.3.3.2 电缆头固定牢靠,接地线完整,电机边电缆头护罩固定牢靠; 6.8.3.3.3 电缆上无杂物堆放,相互间无挤压,受热等现象;
6.8.3.3.4 电缆沟无积水;特别时下暴雨时,应加强对电缆沟的检查次数,以防洪水. 6.8.3.3.5 电缆的巡查周期：
6.8.3.3.5.1 主厂房及配电室等的电缆沟，隧道、电缆井、电缆架及电缆线段等的巡查，至少每三个月一次。
6.8.3.3.5.2 对挖掘暴露的电缆，按运行情况，酌情加强巡视。
6.8.3.3.5.3 电缆终端头，由现场根据运行情况每半年停电检查一次。 6.8.3.4 电缆巡查主要注意事项：
6.8.3.4.1 检查电缆温度，应选择电缆排列最密处、散热情况最差处或有外界热源影响处。 6.8.3.4.2 测量电缆的温度，应在夏季或电缆最大负荷时进行。
6.8.3.4.3 多根并列电缆要检查电流分配和电缆外皮的温度情况，防止因接点不良而引起电缆过负荷烧坏接头。
6.8.3.4.4 对户外与架空线或母线排连接的电缆和终端头，应检查终端头是否完整，引出线的接点有无发热，靠近地面一段是否被异物撞碰等。 6.8.3.5 巡查结果处理
6.8.3.5.1 运行人员应将巡视电缆线路的结果，记入巡视纪录薄内，根据巡视结果，采取对策消除缺陷。
6.8.3.5.2 运行人员如发现电缆线路有重要缺陷，应立即报告当值运行管理负责人，并作好纪录，填写重要缺陷通知单，通知有关人员及时采取措施，消除缺陷。 6.8.3.5.3 电缆着火或爆炸的处理: 6.8.3.5.3.1 立即切断电源;
6.8.3.5.3.2 用干式灭火器或沙子灭火; 6.8.3.5.3.3 启动室内通风装置; 6.8.3.5.3.4 联系检修处理.
6.8.3.5.4 电缆头严重发热,应降低负荷电流,无效时,停电检查. 7 继电保护及自动装置运行规程
7.1 主题内容与适用范围
本规程对索特热电站继电保护及自动装臵的运行方式. 运行操作. 巡视检查. 事故处理. 检修措施等作了具体规定, 适用于索特热电站继电保护及自动装臵的运行管理。 7.2 引用标准
DL/T 587—1996微机继电保护装臵运行管理规程 DL 400 —91继电保护和安全自动装臵技术规程 DL 408 —91<<电业安全工作规程〉〉（发电厂及变电站部分） 设备制造厂家的有关技术资料； 7.3 一般规定
7.3.1 电力设备带电压运行时，不得处于无保护状态，除特殊情况，并经生产部书面或电仪车间主任批准外，保护装置应与被保护的电力设备一起投入运行。
7.3.2 保护整定值通知单由生产部下达。整定值通知单是现场更改保护定值的依据。整定值更改后或新安装保护投入运行前，保护调试人员应向运行值班人员交底，并在“继保工作记录簿”上记录并签名，由当值人员核对无误后方可投入运行。
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7.3.3 正常情况下，各保护及自动装置的投退及其运行方式的变更，一律由值班人员操作，并得到生
产部的指令执行（有特殊规定者例外）。
7.3.4 凡装于保护屏、控制屏屏面上的压板（连接片、切换片），切换开关的投入与解除由运行人员操作。
7.3.5 凡更改定值及二次接线一定要经领导批准的定值通知单或图纸，才允许工作；继电保护、自动装置及其二次回路上的工作，一律凭工作票进行，工作完毕，应由专责人员将工作情况记入继电保护工作记录薄，并将现场图纸作相应修改；继电保护及现场工作中，专责人员无权进行任何到闸操作，只有在取得生产部或车间主任同意后，方可对停电检验的继电保护及自动装置进行整组联动操作试验。 7.3.6 在继电保护装置及二次回路变更或试验结束时，运行值班人员应进行验收，检查内容为： 7.3.6.1 检查在试验或施工中所拆动的接线是否恢复正常，临时接线是否全部拆除，压板位置是否正确。
7.3.6.2 若是变更接线，应检查站内图纸是否进行修改，是否与实际相符。 7.3.6.3 检查屏上标志是否齐全，工作场所是否清理完毕。 7.3.6.4 检查继电保护记录簿所记内容是否清楚。
7.3.7 运行人员班内设备巡视，均应对保护装置及二次回路进行检查，其主要内容如下。 7.3.7.1 各继电器外壳及装置外表应清洁完整。
7.3.7.2 各装置指示灯和仪表指示应正常，直流电源电压符合规定要求，负荷电流未超过保护允许值。
7.3.7.3 各压板、熔丝及控制开关等位置与一次运行方式相符。 7.3.7.4 各种装置或继电器内部应无异常响声或焦臭味道。
7.3.8 在巡视检查或值班监视中，若发现可能使保护或自动装置误动作等异常情况时，应及时与继保人员联系，并向调度汇报。紧急情况可先行将保护装置停用（解除压板，关掉电源），事后立即汇报。发现保护与自动装置及二次回路的缺陷和不正常情况，应做好记录，通知及监督有关部门消除与处理。 7.3.9 运行中的继电保护及自动装置无论何种原因动作，无论动作正确与否，值班员均应如实将动作时间、原因，所发信号，及检查情况详细作记录，并及时报告领导和通知继保专责人员，必要时应进行事故后的检查，对继电保护动作后现场装置上的信号，运行人员必须准确记录清楚后方可复归，并及时向值长汇报。
7.3.10 变压器进行注油、滤油，更换硅胶及处理呼吸器等工作，重瓦斯保护改投信号，该工作完毕经4小时试运行并确认瓦斯继电器无气体时，即将重瓦斯投入跳闸。 7.3.11 任何情况下，值班人员有权制止非经批准人员进入主控室内继保区停留，以及任何人在现场利用继电保护、自动装置及二次回路控制屏外壳作为电焊机的接地通道。 7.3.12 微机后台监控系统软件严禁值班员退出运行，并严禁运行其他无关的任何应用程序和在微机上拷贝文件以防止计算机病毒。 7.4 保护装置使用注意事项
7.4.1 运行人员正常巡视，应注意检查装置是否正常上电，屏幕显示是否如前所述，软、硬压板投退是否正确，以及是否有异常信号指示。
7.4.2 正常运行时，运行指示灯应点亮，相应的信号灯应处于熄灭状态。当保护动作指示灯亮时，运行人员应检查装置是否有报文、开关是否变位，并做好记录，及时向调度部门汇报。 7.5 继电保护配置
7.5.1 发电机继电保护：
7.5.1.1 发电机设发电机差动保护：
发电机差动保护是发电机差动保护区内的相间短路的主保护，其输入电流取自发电机机端和中心点侧电流互感器。PDS—771数字式发电机保护装臵的发电机差动保护由差动电流速断保护、比率制动差动保护、TA断线闭锁（报警）及TA饱和元件组成。
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差动电流速断保护不须经过比率制动，也不经TA断线闭锁（报警）及TA饱和元件，能在发电机差动保
护区内发生严重故障时快速切除发电机。 7.5.1.2 发电机设有发电机横差保护： 对于定子绕组为星行接线，每相有并联分支且中性点有分支引出端子的发电机，设臵发电机横差保护作为发电机匝间短路、相间短路和分支开焊故障的主保护。它反映发电机两个中心点连线的电流。为提高发电机横差保护灵敏度，PDS—771数字式发电机保护装臵的横差保护采用相电流制动原理。由于装臵采用了频率跟踪和数字滤波技术，从而保证横差保护的三次谐波滤过比大于100. 我厂发电机横差保护退出使用。
7.5.1.3 发电机设有发电机纵向零序电压保护：
对于无法装设横差保护的发电机，PDS—771数字式发电机保护装臵可设臵纵向零序电压保护作为发电机匝间短路的主保护。它反映发电机机端和中性点间的专用纵向零序电压互感器的电压。为提高发电机纵向零序电压保护灵敏度，PDS—771数字式发电机保护的纵向零序电压保护采用相电流制动原理。由于装臵采用了频率跟踪和数字滤波技术，从而保证发电机纵向零序电压保护的三次谐波滤过比大于100.我厂发电机纵向零序电压保护退出使用。
7.5.1.4 发电机装设有发电机定子接地保护：
由基波零序电压保护85%—95%发电机定子接地故障，三次谐波零序电压比值保护发电机中心点附近的定子接地故障，二者相结合完成100%定子接地保护。。它反映机端零序电压和中心点侧零序电压的基波分量和三次谐波分量。由于装臵采用了频率跟踪和数字滤波技术，从而保证发电机定子接地保护的三次谐波滤过比大于100.我厂发电机100%定子接地保护退出使用。 7.5.1.5 发电机装设有发电机转子接地保护： 发电机转子发生一点接地不会对发电机造成危害。但是发电机如果继而发生两点接地，将对发电机产生严重的影响。装臵采用切换采样（乒乓式）原理，设有两段转子一点接地保护和一段转子两点接地保护。 7.5.1.6 发电机装设有发电机失磁保护：
发电机低励或失磁后，将过渡到异步运行，转子出现转差，定子电流增大，定子电压下降，有功功率下降，无功功率反向。PDS-771数字式发电机保护的失磁保护为四段式发电机失磁保护。由检测定子侧阻抗的定子侧判据；检测母线电压的低电压判据；检测励磁电压的转子侧判据；检测有功功率的减出力判据组成。
7.5.1.7 发电机装设有复合电压过流保护： 作为发电机和相邻元件的后备保护。它由反映发电机三相电流的过流元件，反映机端相间低电压和负序电压的复合电压元件组成。复合电压过流保护配臵两段元件，每段保护的复合电压元件均可由控制字投退。由于自并励发电机在故障后短路电流会衰减变小，从而造成过电流元件在保护延时未到之前返回。对于自并励发电机装臵设臵自并励发电机（记忆投入）控制字，使电流元件在保护启动后可以记忆，保证复合电压过流保护可靠动作。为防止TV断线后过流保护失去电压元件的闭锁，装臵可以选择TV断线后将复合电压过流保护退出。
7.5.1.8 发电机装设有发电机电压保护： 由于水轮发电机的调速惯性较大动作缓慢，在突然甩负荷时转速上升超过额定值，此时机端可能产生过电压损害发电机定子绝缘。PDS—771数字式发电机保护装臵的电压保护反应发电机的机端电压。它由两段过电压保护和一段调相失压保护组成。 7.5.1.9 发电机装设有发电机功率保护：
PDS—771数字式发电机保护装臵的频率保护包括两段式逆功率保护、程序逆功率保护、低功率和过功率保护。功率保护的电流取自机端三相电流，电压取自机端电压。
由于各种原因而停止供给原动机能量，发电机将从系统吸收能量转为电动机运行，驱动原动机旋转。这种运行情况可以造成汽轮机叶片损害，水轮机转子叶片汽蚀；柴油发电机组逆功率运行时未燃尽的油可能引起爆炸或着火；因此需要设臵逆功率保护。我厂未使用发电机逆功率保护。
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发电机在过负荷、过励磁、失磁等异常运行方式下，需要程序跳闸。对于汽轮机先关闭主气门，由程序
逆功率保护延时跳开发电机并灭磁。
7.5.1.10 发电机装设有发电机频率异常保护：
发电机频率异常，可能造成汽轮机叶片将产生损伤并威胁厂用电的安全。PDS—771数字式发电机保护装臵采用硬件测量频率具有很高的准确性。他包括两段低频率保护和一段过频率保护。 7.5.1.11 发电机装设有发电机定子对称过负荷保护：
PDS—771数字式发电机保护装臵设臵定子过负荷保护防止发电机过负荷的损害。它通过判断发电机中性点侧的电流反应发电机定子绕组的平均发热状况。由两段式定时限定子过负荷及反时限定子过负荷保护组成。
7.5.1.12 发电机装设有发电机负序过负荷保护：
负序电流流过发电机的定子绕组将在转子中产生倍频电流，造成转子表层烧伤。PDS—771数字式发电机保护装臵的负序过负荷保护反应发电机中性点侧的负序电流。该保护由两段式定时限负序过负荷及反时限负序过负荷保护组成。其反时限保护可以模拟发电机转子的热量累积和散热过程。 7.5.1.13 发电机装设有发电机励磁过负荷保护：
PDS—771数字式发电机保护装臵设臵励磁绕组过负荷保护防止发电机励磁过负荷的损害。它通过判断发电机励磁变压器侧的电流反应发电机励磁绕组的平均发热状况。由两段式定时限励磁绕组过负荷保护及反时限励磁绕组过负荷保护组成。我厂未使用发电机励磁比差保护。 7.5.2 10KV母联保护：高配室10KV母联断路器610和循环水泵房10KV母联断路器640分别设有一套PDS—761数字式线路保护测控装臵。其如何使用请看《PDS—760系列数字式保护测控装臵使用手册》中界面和操作。当其中一段母线故障时保证另一段母线继续运行；
7.5.2.1 高配室10KV母联断路器610和循环水泵房10KV母联断路器640设臵电流速断保护： 作为本线路区内发生相间短路的主保护，可以瞬时切除故障。 7.5.3 10KV进线断路器保护：
7.5.3.1 本公司10KV母线包括高配室10KVⅠⅡ段和循环水泵房10KVⅠⅡ段，共设臵四路进线，分别是601、602、641、642开关，601属发电机保护，另三路分别配臵一套PDS—761数字式线路保护测控装臵。
7.5.3.2 10KV进线断路器设臵有电流Ⅱ、Ⅲ段元件：
电流Ⅱ段作为本线路下级线路区内相间故障的后备保护元件而设臵的，电流Ⅲ段作为过电流保护元件，是按照躲过事故情况下本线路可能出现的过负荷而整定的。本保护按相配臵，按相启动，可根据需要带电压闭锁（相间电压）及方向闭锁元件。
7.5.3.3 10KV进线断路器设臵有三相一次/二次重合闸元件： 设有重合闸退出压板，投入该压板后，重合闸元件退出。 7.5.4 低压厂用变压器保护：设有PDS—765数字式厂用变压器保护测控装臵，该装臵主要适用于10KV及以下各种电压等级厂用变压器的保护和测控。装臵自带断路器操作回路。厂用变压器低压侧使用CW2— 型万能式断路器作为低压侧的控制和保护。 7.5.4.1 热电站用厂用变压器设臵有电流速断元件：
7.5.4.2 该元件作为厂用变压器内部相间短路的主保护元件，可瞬时或经一短延时动作于跳闸。设臵独立的电流Ⅰ段压板，可通过控制字选择经复合电压闭锁。 7.5.4.3 热电站用厂用变压器设臵有电流Ⅱ段保护：
7.5.4.4 电流Ⅱ段主要变压器内部故障及外部元件的后备保护元件，分有三时限，并可通过控制字选择经复合电压闭锁。
7.5.4.5 热电站用厂用变压器设臵有低压侧零序电流保护：
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7.5.4.6 当变压器低压侧中性点直接接地时，配臵一段零序电流保护用于保护变压器低压侧单相接地
故障。设臵一个独立的低压侧零序电流保护压板，带三个定时限，一时限为定时限或反时限（由控制字选择反时限时，定时限保护退出），二、三时限为定时限方式。
7.5.4.7 热电厂前区变压器和检修变压器设臵的继电保护同站用厂用变压器继电保护一致。
7.5.4.8 制盐所用厂用变压器包括1#、2#盐硝变压器、净化变压器、仓储变压器、循环水系统变压器。他们也采用PDS—765数字式厂用变压器保护测控装臵，设臵有电流Ⅰ段保护和电流Ⅱ段保护。
7.5.5 10KV厂用电动机保护：设臵有PDS—766数字式电动机保护测控装臵，该装臵主要用于10KV及以下各种电压等级的大中型异步电动机的综合保护和测控，装臵自带操作系统。10KV厂用电动机包括引风机、一次送风机、1#-2#给水泵、1#-3#冷水泵、1#-3#热水泵。 7.5.5.1 PDS—766数字式电动机保护测控装臵设臵有以下保护： 7.5.5.1.1 电流速断元件：
该元件作为2000KW以下电动机的主保护，用于保护电动机内部相间短路故障，根据电动机启动和正常运行，设臵了两个电流定值：高定值和低定值。电动机启动过程中选用高定值，电动机启动后正常运行过程中选用高、低电流定值，启动过程中速断元件带固定的70ms延时，以躲开启动开始瞬间的暂态峰值电流。正常运行时，高定值元件瞬时动作，低定值元件可以带短延时参考，速断元件时间定值是与低定值配合使用。此保护本公司所有高压电动机都已设臵。 7.5.5.1.2 负序电流元件：
该元件对电动机的断相运行，反相运行，供电电压不平衡，以及各种不对称故障提供保护。配臵为两段式，其中Ⅰ段可以作为电动机内部不对称的保护元件，与电流速断元件构成对内部短路故障的双重化保护。Ⅱ段可以作为非正常运行工况（断相、反相、电压不平衡等）下的保护元件，可选择定时限方式（带最大相电流制动的特性），也可以选择极端反时限特性，同时还可以通过控制字整定为跳闸/告警方式。此保护在本公司的冷水泵、热水泵中设臵。 7.5.5.1.3 零序电流保护：
针对高阻接地系统的接地故障保护，设有独立的零序电流保护压板。零序电流的选取可通过控制字选用自产零序电流(软件自产)或从外部接入。为防止故障电流较大时，零序电流保护误动作，采取由电流最大相作为制动量的自适应的比列制动特性，零序电流保护动作后可通过控制字选择跳闸/告警方式。此保护在本公司的冷水泵、热水泵中设臵。 7.5.5.1.4 低电压元件:
7.5.5.1.5 低电压保护主要适用于如下情况：
7.5.5.1.5.1 为保障重要电动机的自启动而需要切除次要电动机；
7.5.5.1.5.2 电源电压短时降低或短时中断后，根据工艺或生产过程的要求，不允许或不需要自启动电动机；
7.5.5.1.5.3 需要自启动，但是为了保证人生和设备安全，在电源电压长时间消失后，需从电网中自动断开的电动机；
7.5.5.1.5.4 属Ⅰ类负荷并装有自动投入装臵的备用机械的电动机。 7.5.5.1.5.5 此保护本公司所有高压电动机都已设臵。 7.5.5.1.5.6 正序过流元件： 装臵设有独立的正序过流保护压板。该元件作为电动机正常运行时的短路或过载保护的元件，由于原理上能自适应的判断电动机的启动过程，并在电动机启动结束后自动投入。因此不必靠延时躲开启动过程，动作时间可以相对设臵较短，以快速切除正常运行时的故障。此保护在本公司的2#冷水泵、1#-2#给水泵、引风机、一次送风机中设臵。 7.6 自动化装置
7.6.1 自动调节励磁系统装臵 7.6.1.1 概述
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我中心汽轮发电机组励磁系统设备是由杭州发电机厂生产的GDER-2032励磁系统装臵，装置具备双通道
励磁系统；该系统采用自并激可控硅整流方式。它由励磁变、三相全控桥整流装置、TDWLT--01微机自动励磁调节器、起励装置、灭磁和转子过压保护装置以及各种辅助保护单元等部分组成。 7.6.1.2 主要技术参数 发电机输出额定电压 10.5KV 发电机空载励磁电流 A 发电机额定励磁电流 260 发电机空载励磁电压 V 发电机额定励磁电压 140V 可控硅整流电源电压 V 7.6.1.3 运行规定
7.6.1.3.1 励磁系统存在故障时禁止投入运行，功率回路故障时，必须停机检修。 7.6.1.3.2 发电机组起动中发电机转速低于95%时禁止合灭磁开关FMK.
7.6.1.3.3 发电机组停机过程中转速低于95%以前逆变灭磁,然后跳开灭磁开关FMK。 7.6.1.3.4 励磁装置运行中禁止带负荷跳FMK（除励磁事故外）。
7.6.1.3.5 禁止在励磁装置运行中（或空载）情况下拉合“励磁电压互感器（PT）”一次侧刀闸或保险。
7.6.1.3.6 不允许在发电机空载建压后进行阶妖操作； 7.6.1.3.7 不允许随意进行调节器之间的切换操作；
7.6.1.3.8 不允许随意“手动”-“自动”间的切换操作；
7.6.1.3.9 发电机运行时，不允许随意切投调节柜和功率柜上的各种开关；
7.6.1.3.10 禁止在灭磁开关FMK没有断开的情况下对功率柜刀开关DK进行任何操作。
7.6.1.3.11 在风机故障的情况下，必须断开风机电源，机组只能低负荷短时运行，同时立即接临时风机。
7.6.1.3.12 禁止带电拔插调节器内的电路板。 7.6.1.4 运行检查与运行方式 7.6.1.4.1 运行前的检查
7.6.1.4.1.1 励磁调节系统无故障、事故报警信号；
7.6.1.4.1.2 来至厂用电的起励电源开关已合上且电压正常； 7.6.1.4.1.3 励磁调节器所需直流、交流工作电源均正常可靠； 7.6.1.4.1.4 励磁系统的各种保护压板投入、励磁系统内的各项工作已结束，无励磁回路上的工作票。 7.6.1.4.2 运行方式
7.6.1.4.2.1 励磁系统的正常运行方式，按电压调节控制方式（即自动方式）以维持发电机机端电压恒定。
7.6.1.4.2.2 励磁系统的特殊运行方式，当电压调节控制方式故障或电压调节退出时，切换为手动调节方式运行，以恒励磁电流。
7.6.1.4.2.3 调节模式间的转换与跟踪:调节器双机切换:当本机故障时，自动切向对机，在按下复位按键时，本机复位并切向对机方。当励磁系PT、仪用PT同时断线故障时装置会自动切换到手动<电流调节>运行方式，恒机端电压调节自动切为恒励磁电流调节。 7.6.2 准同期装臵
7.6.2.1 同期系统的组成
7.6.2.1.1 我厂同期系统设有手动准同期装置和自动准同期装置。 7.6.2.1.2 我厂现有3个同期点，即发电机出口断路器601（1个点）、高配室10KVII段进线开关602（2个点），高配室10KVⅠ段与II段联接开关610（3个点）。
7.6.2.1.3 现共设1面同期屏，同期屏内装手动准同期装置、 自动准同期装置各一套，对发电机系统同期点的断路器进行同期操作，手动准同期装置. 自动准同期装置都为集中同期。 7.6.2.1.4 WX—98微机自动准同期装置显示参数定义(详见说明)
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7.6.3 WXJ-620微机谐振消除记录装臵
7.6.3.1 概述：电力系统发生铁磁谐振，产生过电压，严重危害电气设备绝缘及系统安全运行，因此，在10KV以及厂用10KV每段母线，电压互感器开口三角侧分别接入了WXJ微机谐振消除记录装臵，自动识别消除该系统中不同频率的铁磁谐振；自动判别接地与谐振故障； 7.6.3.2 使用操作：
7.6.3.2.1 面板上指示灯及功能键； 7.6.3.2.1.1 指示灯：
*电源指示灯：装臵内部电源正常工作时指示灯亮； *运行指示灯：装臵处于运行状态时亮；
*接地指示灯：当系统发生接地故障时指示灯亮，故障消失后灭； *谐振指示灯：当系统发生铁磁谐振时指示灯亮，故障消失后灭； *故障指示灯：当系统本身发生故障时指示灯亮，故障消失后灭；
*工频指示灯：当系统发生50HZ谐振时该灯亮，故障消失后按〈复归〉键灯灭；
*4分频、3分频、2分频指示灯：当4分频、3分频、2分频其中之一指示灯亮时，表示系统产生该频率谐振，谐振消除后按〈复归〉键灯灭；
*3倍频、5倍频、7倍频指示灯：（谐振消除后按〈复归〉键灯灭；） 当系统发生100HZ谐振时，工频指示灯与3倍频指示灯同时亮； 当系统发生150HZ谐振时， 3倍频指示灯亮；
当系统发生200HZ谐振时， 3倍频、5倍频指示灯同时亮； 当系统发生250HZ谐振时， 5倍频指示灯亮；
当系统发生300HZ谐振时， 5倍频、7倍频指示灯同时亮； 当系统发生350HZ或大于350HZ谐振时， 7倍频指示灯亮；
注解：系统发生谐振时，单一指示灯亮，表示该倍频谐振；若相邻两个指示灯亮，表示两个指示灯中间频率的倍频谐振 。 7.6.3.2.1.2 功能键：
复位：装臵死机时，按此键，装臵恢复正常运行状态；
复归：当谐振指示灯亮时，故障消除后按此键对应指示灯灭；
追忆：查看谐振记录时，按此键，谐振指示灯亮，该指示灯表示最近发生的谐振情况，追忆结束后，自动返回运行状态；
7.6.4 DXHQ—Ⅲ型消弧线圈自动跟踪补偿成套装臵 7.6.4.1 概述：为了查找小电流接地系统单相接地故障，在10KV配电系统共设一套MLX-620型小电流选线装臵，在厂用10KV系统设一套MLX-620型小电流选线装臵；
7.6.4.2 系统发生单相接地后，装臵自动查出故障线路，同时发出报警信号， 10KV配电系统在发生接地后，延时30分钟跳闸出口；
厂用10KV系统在发生接地后，延时10分钟跳闸出口；出口动作后装臵上跳闸灯亮，按“复归”键灯灭； 8 厂用电系统运行规程
8.1 范围
本规程对热电10KV及380V厂用电系统运行，操作维护和事故处理作了具体规定，适用于热电厂10KV及380V厂用电系统的运行管理。 8.2 引用标准
电力部颁发的《电力工业技术管理法规》 电气二次回路设计图 生产厂家有关技术说明书
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8.3 厂用电正常运行方式
8.3.1 厂用10KV系统的运行
8.3.1.1 我厂厂用10KV系统采用单母线； 8.3.1.2 厂用10KVⅠ段母线工作电源： 8.3.1.3 厂用10KVⅡ段母线电源： 8.3.1.4 厂用10KV循环水母线ＩⅡ 段电源： 8.3.1.5 详细全厂高低压图见附1图 8.4 厂用电系统的到闸操作
8.4.1 10KV厂用电系统，正常停送电和监视由主控室的值班人员进行，各工段负责操作控制；听从主控室的统一指挥。
8.4.2 380V配电室到各工段的电源控制，正常停送电操作和监视由主控室电气的值班人员进行，各工段的操作则由各工段进行，听从主控室统一指挥。
8.4.3 热电、循环水、盐硝、卤水等各地，当发生故障跳闸时，该地值班员应立即通知维修电工查明原因，待故障消除后送电，送电应试送一次。
8.4.4 所有各地电动机启动，特别是大容量电动机启动，都必须与主控室密切联系，听从主控室的统一指挥。
8.4.5 10KV厂用母线Ⅰ段送电操作
8.4.5.1 工作票收回，拆除装设的接地线、栅栏、标示牌。
8.4.5.2 检查10KV厂用1段母线上所有开关，均在断开位置，且接地刀均已断 8.4.5.3 将6002及602小车推至工作位置。
8.4.5.4 合6002开关，检查电压互感器无异常后,合上602开关。 8.4.6 10KV厂用母线Ⅱ段送电操作
8.4.6.1 工作票收回，拆除装设到接地线、棚栏、标示牌。
8.4.6.2 检查10KV厂用Ⅱ段母线上所有开关，均在断开位置，且接地刀均已断开。 8.4.6.3 将6005及610小车推至工作位置。
8.4.6.4 合6005开关，检查电压互感器无异常后,合上610开关。 8.4.7 10KV1#（2#）循环水送电操作。
8.4.7.1 工作票收回，拆除装设的接地线，栅栏、标示牌。
8.4.7.2 检查循环水10KVⅠ、Ⅱ母线上各开关已断开，且接地刀均已断开。 8.4.7.3 将605（616）小车推至工作位置。 8.4.7.4 合605（616）开关；
8.4.7.5 将901（902）小车推至工作位置； 8.4.7.6 合901（902）开关；
8.4.7.7 将904小车推至工作位置； 8.4.7.8 将903小车推至工作位置； 8.4.7.9 合903开关；
8.4.8 10KVⅠ工作母线停电操作； 8.4.8.1 确认发电机已停运；
8.4.8.2 断开Ⅰ、Ⅱ母线所有出线开关并摇至实验位置； 8.4.8.3 断开Ⅰ、Ⅱ母线所有控制、保护等电源开关； 8.4.8.4 断开进线602开关； 8.4.8.5 摇至试验位置；
8.4.8.6 断开602控制、保护等电源开关 8.4.9 低压用变压器的停送电操作
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8.4.9.1 热电站用变、循环水、盐硝、仓储、卤水变的送电操作
8.4.9.1.1 全部工作票都已收回，现场检查正常，安全措施均已拆除。 8.4.9.1.2 检测变压器高压侧断路器确在断开位置；
8.4.9.1.3 检变压器低压侧空气开关确在断开位置，将空气开关推至工作位置。 8.4.9.1.4 给上变压器高、低侧开关操作电源。 8.4.9.1.5 检查并投变压器所属保护。 8.4.9.1.6 合上变压器高压侧断路器开关。 8.4.9.1.7 合上变压器低压侧空气开关。 8.4.9.1.8 汇报相关。
8.4.9.2 热电变、循环水、盐硝、仓储、卤水变的停电操作。 8.4.9.2.1 确认低压以停运；
8.4.9.2.2 断开厂变低压侧空气开关。 8.4.9.2.3 断开厂变高压侧断路器开关。
8.4.9.2.4 检查厂变低压侧空气开关确在断开位置。 8.4.9.2.5 拉出厂变低压侧空气开关。
8.4.9.2.6 检查厂变高压侧断路器确在断开位置。 8.4.9.2.7 将厂变高压侧断路器摇出柜外。
8.4.9.2.8 断开厂变高低压侧断路器保护、控制电源。 8.4.9.2.9 停用厂变所属保护，切除联片。 8.4.9.2.10 汇报相关。 8.5 厂用电系统检查项目
8.5.1 检查厂用电电压应在正常系统范围内，三相电压应平衡。 8.5.2 电气设备系统部件无过热放电和异常现象。 8.5.3 各断路器、刀闸位置，信号指示应正确。
8.5.4 备用电源如无特殊情况，备用电源自动投入装置及压板应投入。 8.5.5 应定期对备用电源自动投入装置自动投入试验。 8.6 厂用电异常和事故处理
8.6.1 厂用系统工作母线段电源突然消失处理
8.6.1.1 备用电源应自动投入，如果备自投不能自动投入应迅速手动投入一次。
8.6.1.2 如果备用电源投入又立即跳闸，证明故障在母线上或因出线断路器故障而未动作越级跳闸，这时运行人员应检查母线。
8.6.1.3 若发现母线有明显故障，则隔离母线后应转移负荷，恢复厂用设备的运行。
8.6.1.4 若母线上无明显故障，在厂用配电室内断开该母线上所有负荷刀闸、开关， 再对厂用母线再次强送；成功后先对重要负荷进行检查，若无问题，则应迅速送电。对连接其它设备进行外观检查，发现故障迅速排除，逐一合上其它负荷。
8.6.2 当系统内发生剧烈长时间的电压和频率降低严重威胁着厂用电的供电安全时，应与调度联系作解列运行。
8.6.3 当发生停电事故时，应迅速采取措施恢复厂用电。 9 第九章 厂用电动机运行规程
9.1 范围
本规程对本公司10KV及380V厂用电动机的运行，操作维护和事故处理作具体规定，适用于本公司10KV及380V厂用电动机的运行管理。 9.2 引用标准
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《电力工业技术管理法规》《电力工作安全规程》《发电厂厂用电动机运行规程》
9.3 设备规范： 所属名称 型号 额定功Ue Ie 接法 转速 绝缘等级 防护区域 率（KW） (KV) (A) (r/min) 等级 引风 机 YKK4510-4 400 10 30 Y 985 F IP54 一次 送风YKK4003-4 315 10 23 Y 1490 F IP44 机 热电 二次送风Y2-315L1-4B3 160 0.38 287 △ 1480 F IP44 机 1#—2#给YKK4003-2 250 10 18.5 Y 2975 F IP44 水泵 1#循环水 泵 2#循环水 泵 1#疏水泵 2#疏水泵 交流高压 油泵 直流润滑 油泵 盘车电机 汽机行车大车 电机 汽机行车小车YZR132M2-6 4 380V 9.7 1 电机 37
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汽机行车主吊YZR200L-8 18.5 380V 42 1 电机 汽机行车副吊YZR180L-8 13 380V 30 1 电机 反洗水泵 Y180M-4 18.5 380V 2 过滤水泵 Y160L-4 15 380V 4 二氧化 化碳Y160M2-2 15 380V 1 水 风机 处 中间Y160M2-2 15 380V 4 理 水泵 部 除盐Y200L1-2 30 380V 4 化水分 水泵 泵房 酸液泵 Y132S1-2 5.5 380V 1 化水泵房 轴流风机 YSF-6324 0.18 380V 2 化水泵房 轴流风机 DB-111V 0.025 8 化水泵房 循环冷却水 风机 Y315L1-4W 160KW 380V 288 4 冷却塔 往复 给煤YB160M1-8 4 380 9．9 1 1#皮 机 带 往复 给料YB160M1-8 4 380 9．9 1 1#皮上 机 带 煤 1#皮系 带电Y160-4B5 15 380V 30.3 1 1#皮统 机 带 2#皮带电Y225M-6V1 30 380V 59.5 1 2#皮机 带 3#皮带电Y160L-4B5 15 380V 30.3 1 3#皮机 带 38
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1#碎煤机 Y315L1-6 110 380V 205．3 1 碎煤机房 2#碎煤机 Y315M-6 90 380V 168．6 1 碎煤机房 干煤棚行车大YZR160L-6 11 380V 24.9 4 干煤车电棚 机 干煤棚行车小YZR132M2-6 3.7 380V 9.22 2 干煤车电棚 机 干煤棚行车主YZR225M-8 22 380V 46.9 2 干煤吊电棚 机 干煤棚行车副YZR225M-8 22 380V 46.9 2 干煤吊电棚 机 给煤 电机 Y2VP132M-4 7.5 380V 15.6 6 锅炉房 给煤锅炉 电机 Y2VP132S-4 5.5 380V 11.8 6 锅炉房 部分 回料风机 Y225S-4 37 380V 70.4 4 锅炉房 1#刮扳机 Y2VP100L2-4 3 380V 6．78 1 锅炉房 2#刮扳机 Y2VP160M-4 11 380V 22，5 1 锅炉房 1#除1#除渣皮Y100L1-4B5 2．2 380V 5 1 渣皮带 带 2#除2#除渣皮Y160M-4B5 11 380V 22．6 1 渣皮带 带 冷渣锅炉机电Y90L-4 1.5 380V 3.7 6 零米机 层 39
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静电除尘阴极YS7124 0.37 380V 1.06 12 静电振打除尘 电机 静电除尘阳极AO7124 0.37 380V 1.06 9 静电振打除尘 电机 空压空压站 机电Y315S-4SF1.1 110 380V 200.8 3 空压机 机房 搅拌机 Y200L2-6 22 380V 44.6 3 灰库 给料机 YL100L2-2 3 380V 6.8 3 灰库 干粉除灰风机 Y2100L-2 3 380V 6.31 3 灰库 系统 离心通风Y2100L-2 3 380V 6.4 3 灰库 机 干粉散装Y802-4 0.75 380V 2.0 3 灰库 机 点火点火油 点火油泵 YB100L-2 3 380V 6.39 2 油泵房 卸油点火泵 YBB2S-2 5.5 380V 11.1 1 油泵房 搅拌脱硫桶电Y132-4 5.5 380V 11.6 2 循环机 水 计量脱硫脱硫泵电Y100L1-485 2.2 380V 5 2 循环循环机 水 水系1#加脱硫统 药搅YCJ801-4-1# 0.55 380V 1.6 1 循环拌机 水 2#加脱硫药搅YCJ802-4-1# 0.75 380V 2.13 1 循环拌机 水 40
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加药计量泵 回水泵电机 原水泵电机 污泥泵电机 清水泵电机 计量泵电机 脱泥机电机 Y801-485 0.55 380V 1.5 2 脱硫循环水 脱硫循环水 脱硫循环水 脱硫循环水 脱硫循环水 脱硫循环水 脱硫循环水 Y180M-2 22 380V 42.2 4 Y2-160M-4 11 380V 22.3 4 Y2-132M-4E 7.5 380V 15.2 2 Y132S2-2 7.5 380V 14.4 2 Y100L1-4 2.2 380V 5 2 YVP100L1-4 2.2 380V 5.2 4
9.4 电动机运行标准：
9.4.1 电动机正常运行应严格按铭牌参数要求运行。
9.4.2 考虑到厂用电动机绝缘等级不尽相同，一般在额定负荷下其各部分发热，不应超过下表规定数值： 各部件名称 最高允许温度 绝缘等级 定子线圈 定子铁芯 滑动轴承 滚动轴承 B 120℃ 120℃ F 140℃ 140℃ 80℃ 95℃ 最高允许温升 B 80℃ 80℃ F 100℃ 100℃ 测量方法 电阻法 电阻法 电阻法 电阻法 电阻法 9.4.3 决定电动机连续运行允许的周围环境空气温度以40℃为额定值，环境空气温度超过该值时，电动机额定电流按下表降低。 环境温度 40℃ 45℃ 50℃ 环境温度 33℃ 25℃ 9.4.5 允许变动参数
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额定电流降低值% 0 5 15 电流提高% 5 8 9.4.4 当环境温度低于额定值时，电动机额定电流按下表增加 Q/××× ××××—××××
9.4.5.1 电压在额定值的-5%至+10%的范围内运行，允许额定出力不变。
9.4.5.2 电动机在额定参数（满载）下运行，相电压不平衡率不准超过5%，定子电流两相差不得超过10%且任一相电流不准超过额定值。。
9.4.6 电动机运行时的轴向串动不得超过2-4mm，其振动值不得超过下列数值： 额定转速（转/分） 双振幅度值mm 3000 0.06 1500 0.085 1000 0.1 750及以下 0.12 9.4.7 电动机绝缘电阻值的规定：
9.4.7.1 高压电动机用2500V摇表测量，每千伏不得低于1兆欧。
9.4.7.2 低压电机和绕线型电机的转子以及直流电机，用500V摇表测量不得低于0.5兆欧。
9.4.7.3 电动机备用期间应处于随时可以起动的状态，每星期一对备用中的电机定期停电测量绝缘电阻值，并记入“绝缘记录簿单”，发现不合格时报告班长，采取措施进行处理。
9.4.7.4 凡电动机事故自动跳闸均应进行相间及对地绝缘检查合格方可投入运行，而一般小电机
（30KW以下），事故中在需投入运行时可不进行检查启动一次（但必须外部检查良好无明显故障。） 9.5 电动机的启动与检查 9.5.1 起动前的准备与检查：
9.5.1.1 检修后的电机，应收回本体及所属设备的全部工作票，拆除一切临时安全措施，并恢复其固定安全措施，检查验收合格。
9.5.1.2 检查电动机周围无遗留杂物、外壳接地良好，所带动的机械设备完好，轴承无缺油或油往外益，卫生清洁，冷却系统畅通，保护装置完好。
9.5.1.3 绕线式电动机应检查滑环、电刷、转子启动水阻完好并允许启动。 9.5.1.4 可能条件下，手盘动转轴是否灵活。
9.5.1.5 检查电机开关、电缆头及二次回路等各部螺丝应紧固良好。 9.5.1.6 电机上部和周围应无滴漏水及漏汽或有损绝缘的现象。 9.5.1.7 断开电动机电源，测量绝缘电阻值。
凡停用中的电机绝缘检查不超过三天，重要电机（如锅炉、汽机辅机等）不超过24小时，一般情况下启动前可不测绝缘电阻投入运行（高压电机除外）。 9.5.2 停、送电程序
9.5.2.1 进行电机检修（试验）工作时，必须取得值长的许可，并办理申请停电检修手续。 9.5.2.2 检修的要求试转的电机，首先应取得该机检修负责人的同意，并联系各有关班组办理手续后，方可送电试转。
9.5.2.3 正常运行中，停、启机操作只用电话通知中值班人员即可。 9.5.2.4 检修后的电机开关，必须进行通、断及事故急停试验。 9.5.3 电机启动的规定
9.5.3.1 正常情况下，允许笼型转子电机在冷态下起动2次，每次启动间隔时间不小于5分钟，热状态下只允许启动一次，只有在事故处理时以及起动时间不超过2-3秒的电动机，允许再起动一次。（电动机所谓冷态为静止温度400C以下，以上为热态；）
9.5.3.2 电动机启动由机械值班员操作，启动前应关闭所带机械阀门或风板，不允许带负荷起动。起动操作人员应注意起动过程中电流的变化情况，发现异常应立即断开电机电源，并进行针对性检查。 就地检查电动机启动状态时，发现异常应立即用紧急按钮跳闸。 9.5.4 运行中的检查与维护。
9.5.4.1 电动机电流，不超过额定值。 9.5.4.2 声音应正常，无磨擦及异常杂音。 9.5.4.3 各部温度正常，不超过最高允许温度。 9.5.4.4 检查轴承润滑情况是否正常。
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9.5.4.5 电机周围应清洁、无污垢、漏水、漏汽等。
9.5.4.6 电机振动不应超过规定值。 9.5.4.7 电机接地线无松动断裂
9.5.4.8 绕线型及直流电机、电刷、滑环、清洁无火花、无断线，接地及电刷过短和破裂现象。 9.5.4.9 电机的引线、电缆、互感器、开关、刀闸、熔断器及保护，应处于正常运行状态。
9.5.4.10 上述各项检查维护工作记入运行记录，除使用单位负责的检查内容外，电气（检修）值班人员在巡回中应进行检查及电气方面的维护工作。 9.6 电动机的异常运行及事故处理： 9.6.1 须立即停止电机运行的事故
9.6.1.1 发生危及人身安全的事故及电机着火 9.6.1.2 电机所带机械设备严重损坏到危险程度 9.6.1.3 电机受到水、汽严重危害
9.6.1.4 电机定子、转子发生撞击或强烈振动至危险程度
9.6.1.5 轴承及定子温度过高并急剧上升时，大量冒烟或转速急剧下降。 9.6.2 电动机运行中的异常及处理 9.6.2.1 现象：
9.6.2.1.1 电机发出不正常声音 9.6.2.1.2 有绝缘烧焦气味 9.6.2.1.3 定子电流超过规定值 9.6.2.1.4 电机振动超过规定值
9.6.2.1.5 定子及轴承温度高或超过规定值 9.6.2.1.6 电机受到水汽威胁
9.6.2.1.7 滚动轴承和滚珠有损坏，发出不正常声音，滑动轴承油环卡住不带油，经简单处理无效。 9.6.2.1.8 电机一次电源回路上某连接处接触不良有烧红断路的可能。 9.6.2.1.9 启动调节装置，电刷冒烟、冒火。
9.6.2.1.10 电机声音正常，电流指示升高或降低到零，转速下降。 9.6.2.1.11 电流表发生周期性摆动。 9.6.2.2 处理
9.6.2.2.1 电机电流、定子温度超过额定时，如属电压过低，通风冷动不良，可调整电压及采取降温措施。
9.6.2.2.2 电刷冒火时，如属不清洁，可用干白布或工业酒精擦试，属于压力不均可调整，电刷型号必须统一。
9.6.2.2.3 轴承温度高，应先检查是否由于油位低、油质变坏、油环卡住或不转所致（给水电机）。 9.6.2.2.4 受到汽、水侵害时，在短时不能造成事故情况下应尽快排除。
9.6.2.2.5 运行失常的电机，经上述各项处理无效和其它失常现象，切换备用电机运行，停止异常电机。
9.6.3 电机起动不良
9.6.3.1 合闸后，电机不转或转慢，电流高于规定值或指示为零，原因如下： 9.6.3.1.1 从电源开始到定子回路，有一相断线或接触不良。 9.6.3.1.2 转子回路某处开路，开焊或接触不良。
9.6.3.1.3 电机定子接线有错误，如“△”接成“Y”，或“Y”型某相首尾接反。 9.6.3.1.4 电机拖动机械卡住或负荷过重等。 9.6.3.2 起动时从机内冒出烟火，原因如下：
9.6.3.2.1 转子中心不正，轴承摩擦，造成定、转子碰撞。
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9.6.3.2.2 笼型转子鼠条断裂。
9.6.3.2.3 机内积尘太多
9.6.3.3 首次运行的电机投入后，过流保护动作，原因如下： 9.6.3.3.1 被带动的机械有故障 9.6.3.3.2 定子回路上有短路
9.6.3.3.3 短路保护的动作值太小，或保护时限不够。
9.6.3.3.4 绕线型电机起动时，滑环短路或起动变阻器不在起动位置。 9.6.3.3.5 保护误动或二次回路有问题。
9.6.3.4 合闸后又立即跳闸，无任何保护动作，并没有故障现象存在，属于开关合闸不成功。 9.6.3.5 合闸时电流速断保护动作，开关跳闸，其原因除保护误动外，系电机内部故障。
9.6.3.6 上述几种情况的处理，除保护误动，或开关合闸不成功外，其它情况都应改换备用电机运行，无备用电机，除速断保护动作外，其它情况跳闸后再起动时，应取得许可，如危及安全生产时，可免不取得许可，但事后向领导汇报。 9.6.4 运行中自动跳闸
9.6.4.1 如属于电流速断等保护动作而跳闸时，电机不准再行起动，应立即切换备用电机，退出故障电机，待查原因，排除故障后，再送电运行。
9.6.4.2 属于其他保护或某种原因使电机跳闸时，在电机回路上也未发现明显故障现象，且生产急需，可以不经验检查，再行起动，这种情况只允许起动一次。
9.6.4.3 一般情况下故障跳闸不再起动电机，除进行机内和回路上检查外，还应测定其绝缘电阻。 9.6.4.4 凡出现自动跳闸或再行起动的电机，使用单位和电气值班人员应互相联系好。 9.6.4.5 运行中自动跳闸或再行起动等情况均应及时汇报领导。 10 直流系统运行规程
10.1 主题内容与适用范围
本规程对热电配送中心直流系统的运行、操作、维护等作了具体规定, 适用于热电配送中心直流系统的运行管理。 10.2 引用标准
电力部颁发的《电力工业技术管理法规》.蓄电池充放电装置技术资料.生产厂家的有关技术资料。 10.3 概述
本中心直流系统采用帝威公司的充电模块及监控模块为主的智能型高频开关直流操作电源系统。 10.4 系统特点
采用开关电源特有的模块化设计，N+1热备份；
系统采用国际九十年代最新技术，95%以上元器件采用高质量的进口名牌器件； 硬件低差自主均流技术，模块间输出电流最大不平衡度小于±3%；
安全性好，具备高度的电绝缘防护措施，绝缘监测模块实时监测对地绝缘情况，确保系统和人身安全。 监控模块采用大屏幕、液晶汉字显示、声光警告，可通过监控模块对充电模块参数进行设臵，开关机控制；
现代电力电子技术与计算机技术相结合，通过调制调解器，能实现对电源系统的“遥测、遥控、遥信、遥调”以及实现无人值守；
实时自动检测蓄电池的端电压，充、放电电流，并控制蓄电池的均充和浮充，进行温度检测、补偿；设由电池过、欠压，绝缘故障，交流电源故障，系统故障等声光报警，设臵闪光回路。
充电、馈电柜、充电模块都有内臵监控电路，负责对自身状态进行监控和告警，并与系统的监控模块通信，监控模块一方面接受充电柜、馈电柜和充电模块以及绝缘监测模块的信息，并进行相应的控制，一
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方面可通过多种通信方式连接后台计算机，以实现集中监控，系统的信息可通过电力通信网络传到异地
远端计算机。
10.5 装置技术数据 10.5.1 技术参数 10.5.1.1 输入参数 三相交流输入电压 380VAC±15% 频率 50Hz±10% 最大输入电流 ＜100A 效率 ≥94% 10.5.1.2 输出参数 直流额定电压 110V 220V 额定电流 控制回路、合闸回路参看图纸 浮充电压 99-130V 198-260V 均充电压 110-143V 230-315V 纹波系数 ＜0.03%（典型值0.01%） ＜0.05%（典型值0.01%） 稳压精度 ＜±0.5%（典型值0.1%） ＜±0.5（典型值0.04%） 稳流精度 ＜±0.5% ＜±0.5% 10.5.1.3 保护参数 项目 DC110V系统 DC220V系统 输入过压警告 可设臵（默认值437±5V） 可设臵（默认值437±4V） 输入过压保护 465±10V 465±10V 输入过压恢复 ＞437V 437V 输入欠压警告 可设臵（默认值323V） 可设臵（默认值323V） 输入欠压保护 323V 323V 输入欠压恢复 323V 323V 输出过压保护 146±2V 291±4V 输出欠压警告 97±2V 195±4V 充电模块过热保护点 90℃ 90℃ 电池欠压保护点 根据电池电压设臵 根据电池电压设臵 10.6 系统组成
10.6.1 电池架：1#电池架、2#电池架，各装110只免维护胶体阀控式固定型铅酸蓄电池。 10.6.1.1 1#充电屏、2#充电屏分别有下列组件
10.6.1.1.1 控母电压转换开关，分六个档位，分别为ZD、0-5档位。在ZD位置时，装置为自动调节控母电压状态；在0-5挡时为手动调节状态，运行人员根据控制母线电压情况调整档位，使控制母线电压在合格范围，调压每级电压为7V。
10.6.1.1.2 控母电压表：显示控制母线电压 10.6.1.1.3 合母电压表：显示合闸母线电压 10.6.1.1.4 充放电电流表：显示装置充放电电流 10.6.2 监控模块
10.6.2.1 PSM-E10(DC220)监控模块是为实现直流操作电源系统监控而设计的，可实现直流操作电源的智能化管理，并可实现电源系统的远方监测和控制。
10.6.2.2 PSM-E10(DC220)监控模块提供四遥功能，通信采用RS485/RS232接口，并可对所有遥信变位提供事项记录。
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10.6.2.3 PSM-E10(DC220)监控模块提供一个液晶显示屏，可以显示汉字及各种图表。根据多级菜单
提示可以方便地观测到遥信、遥测、事项、告警等实时信息，还可以通过键盘修改系统配置和各种整定值，当出现如开关跳闸等情况时，可根据参数设置发出相应的语音报警。 10.6.3 使用方法 屏幕右侧F1 F2 F3 F4 四个功能键，对应显示屏右侧反白显示的四种菜单。一般情况下，F1 对应向上翻页，F2 对应返回上级菜单，F3 对应帮助或者故障告警时的消音操作，F4 则对应向下翻页。 数字键和小数点用于选择菜单或数据输入。
上下方向键 ↑ → 用于光标移动，左右方向键 ← → 用于改变设臵。 按确认键可使用户级设臵生效。
复位键用于手动复位监控模块，使维护级设臵生效。
当监控模块工作时，可看到电源指示灯（绿色）亮，若有告警产生，则红色的告警指示灯也会亮。 除了告警外，可在任何时候按F3 键查看有关当前屏的“帮助”，可以通过它来理解各种参数的说明及用法。
10.6.4 操作说明
打开监控模块电源，启动监控模块，听到监控模块内峰鸣器长响，液晶显示器屏点亮，大约经过10秒后监控模块进入系统自捡和下级设备设臵。系统投入运行后，如无特殊情况，运行人员只能查询事项，不得对菜单中内容进行修改。 10.6.5 充电模块
10.6.5.1 本装置采用HD22020-2型充电模块。由于充电模块在进行功率变换过程中会产生功率损耗发热而影响使用寿命，因此，必须保证充电模块的散热。运行人员在巡视时应检查模块的散热情况，发现冷却风机故障及时汇报、处理。
10.6.5.2 在充电模块的面板上发光二级管分别用于指示模块的工作状态，绿灯亮表示模块输入电源正常，黄灯表示模块保护，红灯亮表示模块故障；其中，模块保护包括交流过、欠压，过温、缺相、输出欠压等；模块故障包括模块输出过压。
10.6.5.3 模块面板上的嵌入电位器用来调节模块在手动状态下的输出电压，在运行过程中运行人员不得用调节电位器来调节输出电压。
10.6.5.4 充电模块上地址及手动/自动拨码开关用来设置模块通信地址和选择手动功能。运行人员不得对地址开关进行修改；在自动工作方式下，模块的输出电压，限流点、开关机均由监控模块进行控制，人工无法进行干预，手动状态下模块输出电压由上述面板电位器进行调整，不受监控模块控制，但模块的参数上报给监控模块；正常运行时应设置为自动运行方式。 10.6.6 直流断路器
10.6.6.1 7QA 1#充电模块输出开关 10.6.6.2 13QA 2#充电模块输出开关 10.6.6.3 8QA1#蓄电池放电试验开关 10.6.6.4 14QA2#蓄电池放电试验开关 10.6.6.5 4-6QA一组充电模块电源开关 10.6.6.6 10-12QA一组充电模块电源开关 10.6.7 交流输入开关
10.6.7.1 1QA 1#交流输入开关 10.6.7.2 2QA 2#交流输入开关
10.6.8 蓄电池及BM-1型蓄电池监测仪
10.6.9 选用上海汤潜A600系列阀控式固定型铅酸蓄电池2*400Ah，2V蓄电池。 10.7 BM-1型蓄电池监测仪
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10.7.1 BM-1型蓄电池监测仪是一种采集多路电池电压的设备，它可以自带显示，也可以通过通信，
将数据上送；方便检查电池组中那些电池有问题；并将其退出，以保证整组电池寿命不会因个别电池损坏而缩短。
10.7.2 装置面板及操作说明
10.7.2.1 馈电屏 该屏由下列部件组成 10.7.2.1.1 双投联锁开关
10.7.2.1.1.1 1QS 1#双投联锁开关 10.7.2.1.1.2 2QS 2#双投联锁开关 10.7.2.1.2 各出线空气开关 10.7.2.1.3 绝缘监测仪（JY）
直流部分绝缘状况的监控采用微机直流绝缘监测模块，用于监控直流系统电压及绝缘情况，在直流系统出现绝缘降低等异常情况下启动支路巡捡，判断接地地点，发出声光报警，并上传至监控模块。 10.8 直流系统操作
10.8.1 充电机投入运行前，首先检查装置安装调试正确，蓄电池组正常，先合上交流电源开关1QA和2QA→将电源选择开关1SA自动位置→合上充电模块交流电源总开关3QA/9QA、→合上各充电模块交流电源开关4-6QA/10-12QA→检查Ⅰ/Ⅱ组充电模块正常后合上模块直流输出开关7QA/13QA→检查控母、合母电压表指示正常合上1QS/2QS开关分别至Ⅰ/Ⅱ母线→合上出线开关。两段直流母线、蓄电池组、充电装置单独运行。
10.8.2 当充电屏Ⅰ（Ⅱ）故障时，当Ⅰ组故障时1#双投联锁开关1QS应投到Ⅱ段母线上；当Ⅱ组故障时2#双投联锁开关2QS应应投到Ⅰ段母线上。 10.9 蓄电池技术规范
10.9.1 二组A600—300AH胶体阀控式固定型铅酸蓄电池技术规范: 型 号 A600--300 容 量 ( AH ) 300 数 量 ( 个 ) 110 额定电压 ( V ) 2 放 电 电 流 (A) 10h 30 20℃ 的比重 充电后 1.24±0.01 正常运行 1.23±0.01 1h 154 充电后电压 运行中电压( V ) ( V ) <2.4 2.25—2.29 10h放电终止电压( V ) 1.8 10.9.2 温度
铅酸蓄电池的额定运行温度范围是10°C--30°C（最好是20°C±5K）。过高温度将严重缩短电池寿命。所有的技术数据都是在额定温度20°C条件下测出的。过低的温度会降低可用容量。温度的绝对上限是55°C，在使用中不能超过45°C。 10.9.3 充电电压与温度有关
在15°C至25°C范围内,充电电压不必随温度的变化进行调整。如果运行温度持续不在此范围内，充电电压应予调整。温度调整系数为-0.005V/只〃K。浮充使用时，应采用下述与温度有关的充电电压：
蓄电池温度 -10°C 0°C 10°C 电压（V/只） 2.32 2.32 2.30 蓄电池温度 20°C 30°C 40°C 电压（V/只） 2.27 2.27 2.25 10.9.4 蓄电池的维护与检查
要保持蓄电池始终清洁干燥以防漏电。蓄电池的塑料部件，特别是电池盖，只能用不含任何添加剂的净水清洗。
至少每六个月应测记一次下述各项：
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→电池组电压
→数只单体/整体式电池的电压 →数只单体/整体式电池的表面温度 →电池室温度
如果平均浮充电压差超出了+0.2V或-0.1V,或者电池表面的温差超过了5°K,应向代理商服务机构咨询.
每年的测记项目:
→所有单体/整体式电池的电压 →所有单体/整体式电池的表面温度 →电池室温度 每年的目检项目: →螺栓连接情况
→不带锁紧垫圈的螺栓连接必须检查紧固情况
→蓄电池系统和排列情况（如有并联电池组，检查各列之间的平衡情况） →通风情况
10.10 故障与事故处理 10.10.1 正常运行中跳闸
10.10.1.1 如过流. 过压. 热元件动作, 熔断器熔断, 经外部检查各元件无明显发热. 冒烟等异常现象, 可复归装置试启动一次（将模块电源开关1„„3或4„„6，关掉后重新合上即可）;
10.10.1.2 如试启动不成功或经外部检查个别元件有过热. 冒烟等异常现象, 则通知检修人员处理。 10.10.2 220V直流系统接地的处理 本站配有微机“直流系统绝缘监测装置”，该装置自动巡回监测直流系统各支路的绝缘状况，数字显示：支路数. 极性. 接地阻值。也可人工单步监测被测支路的绝缘状况。当出现直流系统接地故障时，可根据监测装置显示信息判断和进行查找处理：
10.10.2.1 根据绝缘监测装置判断接地性质是直接接地，还是绝缘不良，是正极接地还是负极接地； 10.10.2.2 确定故障支路后，再用瞬间拉该支路下层负荷刀闸的方法迅速确定故障点，查找应按先轻后重的原则，即按试验. 照明. 信号. 控制顺序进行，寻找接地故障应事先与调度联系并取得同意后方可进行；
10.10.2.3 如直流合闸电源采用环形供电方式，当寻找接地故障出现在合闸回路时，需在环路任一处分开，便于尽快确定故障点。
10.10.2.4 如果接地点不在负荷回路中，可将两组母线并列运行，用瞬时断开充电装置或电压监视第二次回路，检查接地点是否在充电装置或电压监视回路中。用轮流切换的方法检查哪一套充电装置有故障，或哪一组蓄电池回路有接地现象, 。
10.10.2.5 在寻找接地故障时应特别小心，防止另一点再接地，造成两点接地短路，使电源消失或引起保护误动；
10.10.2.6 直流系统接地不宜长期运行，应及时向生产部汇报并联系检修人员处理。 10.10.3 系统常见故障分析 10.10.3.1 模块常见故障分析
10.10.3.1.1 充电模块间均流不好，是指同母线工作的充电模块输出电流差异较大。 10.10.3.1.2 检查均流连线，主要是充电模块后机架上固定的模块型号转接板上的通信信号/均流电缆是否良好，或通信/均流电缆中没有连均流线，只是普通的通信线。 10.10.3.1.3 充电模块通讯故障，主要原因如下表：
序号 原因分析` 备注 48
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1 2 3 4 监控模块设臵的口号或地址不对， 或模块本身的地址拨号不对 通讯线错误或通讯线有断路现象 模块接插件不到位 通讯线适配器没有接 重新设臵地址 更换或修改通讯线
10.10.3.1.4 指示灯：当模块加电正常工作后，绿色电源指示灯点亮；当电源出现故障时，一般情况下是充电模块已经损坏的情况下，红色故障指示灯点亮，此外，当模块出现不可恢复的保护动作时，如模块输出过压锁死，故障指示灯亮，这时必须对充电模块重新开机才能恢复；当模块出现一般的保护性动作时，比如模块输入电压过高、过低、缺相，温度过高等，黄色故障指示灯亮。次类保护是可以恢复的，即当保护条件不满足时，保护动作自动撤除。 10.10.3.1.5 采集的信号不对 霍尔电流传感器
输入：0—100A；输出：0—4A（此时传感器系数为100，如果用户使用其他型号，要设置对应的传感器系数）
10.10.3.1.6 直流电压采样盒：
输入：0-350V；输出：4V（对应输入220V）
注意：如果采集的信号不准，可调节电位器VR1、VR2，VR1对应第一路采样电压的调节，VR2对应第二路采样电压的调节，逆时针增大，顺时针减小。 10.10.3.2 其他常见故障分析
10.10.3.2.1 交流供电正常，监控模板显示交流停电告警
10.10.3.2.2 故障发生在交流信号采样板，测交流信号采样板上的熔丝，规格为250V/50mA。 发生原因：交流过压使熔丝过流烧断，采集不到交流电信号。 交流输入电压正常，系统显示交流输入过压或欠压或缺相告警。 产生原因：交流采样板A1M61S1板故障。熔丝断或者连线松动。
10.10.3.2.3 直流输出电压正常，监控模块显示直流输出部分或电池欠压、过压，或者监控模板显示电压与母线电压不符（误差超出允许范围）。 产生原因：直流电压采样盒故障或连线松动。 10.10.3.2.4 通信中断
通信中断指监控模块和充电模块之间通信连接不上，在监控模块中显示“通信故障”信息。
产生原因：通信硬件连接断路或连接不良，监控模板软件设置有误（监控模块软件设置和充电模块的硬件设置不一致）。
10.10.3.2.5 直流馈电告警
直流馈电告警包括直流输出过、欠压，负载空开跳闸等故障。
产生原因：充电模块输出电压过压或欠压。当控制母排输出电压不正常而合闸母排电压输出正常时，则由降压硅链引起。如果负载空开未跳闸而监控模块显示空压跳闸，则大多数情况下由于空开辅助触点故障引起。
10.11 安全注意事项 10.11.1 严禁烟火。
10.11.2 紧固连接时，要使用带有绝缘手柄的工具。 10.11.3 检查单体间连接是否牢固。
10.11.4 决不允许把金属工具放在电池的顶部。 10.11.5 决不许借助于极柱吊起电池。
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10.11.6 不能用合成材质的纤维布或海绵块擦试外壳。
10.11.7 避免冲击。
10.11.8 即使断路时，电池组仍呈荷电态。 11 电气事故处理规程
11.1 本规程的目的和适用范围
11.1.1 本规程的目的是： 为发电厂和调度的值班人员规定出处理电气事故的一般原则； 11.1.2 本规程适用于电气系统内的一切运行人员，均必须熟悉本规程。 11.2 处理事故的一般原则
11.2.1 处理事故的主要任务是：
11.2.1.1 尽速限制事故发展，消除事故的根源并解除对人身和设备的危险； 11.2.1.2 用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的供电正常；必要时应设法在未直接受到事故损害的机组上加负荷；
11.2.1.3 首先应设法保证厂用电的电源，尽速对已停电的用户恢复供电； 11.2.1.4 调整系统的运行方式，使其恢复正常。
11.2.1.5 在处理事故时，运行人员必须留在自己的工作岗位上集中注意力保持设备的正确运行方式，迅速而正确地执行领导人员的指示。只有在接到直接领导者的命令以后，或者在对于人身安全或设备完整有明显和直接的危险时，方可停止设备运行或离开工作岗位。
11.2.1.6 在一般情况下，值长不一定要到发生事故的地点，他通常应留在主控制室，便于控制全厂。值长的任务是领导发电厂人员处理事故，掌握事故的全面情况，发出必要的指标，使各部门值班人员的行动相互配合。
11.2.1.7 各专业的值班长在处理事故时应留在自己的工作岗位上，其任务是设法使运行保持正常，争取不使事故向本部门发展。当已发生事故时，他应向值长报告事故发展到本专业的情况、事故发展的经过及所作的操作和处理等。 当各专业的值班长不得不离开其正常的工作岗位时，必须交代清楚，使值长可能用电话找到他。
11.2.1.8 在处理事故时，各设备的值班人员，必须留在自己的工作岗位上，尽力设法保持所负责的设备继续运行。
11.2.1.9 各部门的领导人员和有关的工程技术人员，在听到事故警报时，必须立即回到本部门，并应执行值长的一切命令，参加处理事故。
11.2.1.10 如果在交接班时发生事故，而交接班的签字手续尚未完成时，交班人员应留在自己工作岗位上，由接班人员协助处理事故；在恢复正常运行方式之前，或各部门领导人员发令交接之前，接班人员应以助手的身份，帮助交班人员处理事故。
11.2.1.11 凡不是参加处理事故的人员，禁止进入发生事故的地点（经特许者例外）。 在发电厂发生事故时，只准许直接直接参加处理事故的人员和发电厂的领导人员进入和留在主控制室内（经特许者不在此限）。
11.2.1.12 在值班人员负责的设备上，或在其管辖范围内发生事故时，值班人员条须遵照下列顺序消除事故：
11.2.1.12.1 根据表计的批示和设备的外部征象，判断事故的全面情况；
11.2.1.12.2 如果对人身和设备有威胁时，应立即设法解除这种威胁，并在必要时停止设备的运行。如果对人身和设备没有威胁，则应尽力设法保持或恢复设备的正常运行。应该特别注意对未直接受到损害的设备进行隔离，保证它们的正常运行，并按照现场的事故处理规程于必要时起动备用设备； 11.2.1.12.3 迅速进行检查和试验，判明故障的性质、地点及其范围①； 11.2.1.12.4 对所有未受到损害的设备，保持其运行。
对于有故障的设备，在判明故障部分和故障性质后，进行必要的修理。
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如果值班人员自己的力量不能处理损环的设备时，应即通知检修人员前来修理。在检修人员到达以前
值班人员应把工作现场的准备工作做好（例如切断电源、安装接地线、悬挂警告牌等等）； 11.2.1.12.5 为了防止事故扩大，必须主动将事故处理的每一阶段迅速而正确地报告直接的上级领导。否则，即使不是严重的事故，也可能因缺乏正确的协作而造成整个发电厂或变电所的混乱。 此外，值长在处理事故时亦应估计到值班人员可能按照现场事故处理规程的规定独立进行必要的操作。
11.2.1.13 处理事故时，必须迅速正确，不应慌乱。匆忙或未经慎重考虑的处理，往往反而会使事故扩大。 在接到处理事故的命令时，必须向发令者重复一次；若命令不清楚或对它不了解，应再问明白。值班人员只有从他熟悉的领导人接到处理事故的命令，始可执行。命令执行以后，要立即报告发令者。发命令的值班人员应熟悉接受命令的人，并要接受命令的人重复他的命令。如果处理事故的下一个命令须根据前一命令的执行情况来确定，则应等待接令人的亲自回报，不得经由第三者传达，也不允许根据表计的指示来判断命令执行的情况。
发生事故时，应仔细注视表计和信号的指示，在主控制制室的值班人员中，务必有人记录各项操作的执行时间（特别是先后的次序）和与事故有关的现象。
11.2.1.14 在绝大多数的情况下处理事故的快慢，决定于判明事故原因或设备是否完整的迅速程度。在电气部分发生的事故，常常只是由于系统中的一个元件或最多两个元件发生了故障，故应力求不作试验
11.2.1.15 能判明事故的原因，使停电部分迅速恢复送电。 11.2.2 事故人员的召集 11.2.2.1 发生事故后，值长或值长指定的值班人员应将事故的发生报告发电厂工程师和与事故有关的各部门负责人。
11.2.2.2 处理事故时，值长有权召唤发电厂任何工作人员。每个工作人员必须按照值长的命令即时到厂。
11.2.3 处理事故时各级值班人员间的相互关系 11.2.3.1 值长是发电厂事故处理的直接领导人，他应对事故的正确处理负责，厂内各部门的值班人员在工作过程中所发现的一切不正常现象，都要首先报告值长。 在处理事故时，所有发电厂人员都要服从值长的领导，不得对领导人的操作命令有不执行或不正确执行的情形。 11.2.3.2 发电厂总工程师如果认为值长不能胜任处理事故时，则有权自行领导处理事故，或委托不当班的值长来处理事故。更换上述人员时，要通知值班调度员，并记在操作记录薄中。 11.2.3.3 当发电厂发生事故时，在现场的各部门负责人应监视消灭事故的进程，并对值班人员发出必要的指示（这些指示不得与值长的命令抵触）。各部门的负责人可以按照值长的命令或经值长的允许，把本部门值班长的操作职务暂时解除或加以具体限制，而自行担任本部门的值班职务，并在值长领导下统一行动。
11.2.3.4 在某些情况下，为了防止事故扩大，必须进行某些紧急操作，这些操作可以由发电厂或变电所的值班人员先执行，然后再报告系统值班调度员。 这些操作的范围和具体步骤，应根据发电厂和变电所的接线方式、电力系统的连接方式以及其它现场条件在现场规程中具体规定。
下列各项操作，在任何情况下，均可不待值班调度员的命令，而由发电厂的值班人员自行执行： 11.2.3.4.1 将直接对人员生命有威胁的设备停电； 11.2.3.4.2 将已损坏的设备隔离；
11.2.3.4.3 运行中的设备有受损伤的威胁时，根据现场事故处理规程的规定加以隔离； 11.2.3.4.4 当母线电压消灭时，将连接到该母线上的开关拉开； 11.2.3.4.5 当厂用电全停或部分停电时，恢复其电源；
11.2.3.4.6 将发电机或发电厂与带电的线路或与某一台（数台）发电机并列；
11.2.3.4.7 发电机发生强烈的振荡或失去同期时，按照现场事故处理规程的规定，将该发电机解列。
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11.2.3.4.8 上列各项操作，照例由值长或电气值班长执行；其中1、2、3、7各项操作，当电气值班
长或值长不在时，由电气值班人员立即进行。
11.2.3.4.9 不待值班调度员的命令而进行的各项操作，仍应尽速报告值班调度员。 11.3 事故处理
11.3.1 发电机、电力变压器和开关设备事故处理
11.3.1.1 发电机的周期调相机的事故处理，按照“发电机运行规程”的规定进行。 11.3.1.2 电力变压器的事故处理，按照“变压器运行规程”的规定进行。
11.3.1.3 开关设备器的事故处理，按照“高压配电装置运行规程”的规定进行。 11.3.2 周率降低的事故处理
11.3.2.1 当电力系统的周率降低至49．5周／秒以下，但在48周／秒（相当于按周率自动减负荷装置第一级动作周率）以上时，各发电厂的值班人员无须等待值班调度员的命令，应即自行增加出力，直至周率恢复至49．5周／秒以上或已达各该发电厂运行中机组的最大可能出力为止；
当系统周率降至低于48Hz（相当于按周率自动减负荷装置第一级动作周率）以下时，发电厂和变电所（装有周率表时）的值班人员应检查按周率自动减负荷装置的动作情况；当相应的按周率自动减负荷装置在整定周率上没有动作时，应即手动切断其联接的线路。
11.3.2.2 当电力系统的周率高于50．5Hz时，周率调整厂应首先降低出力，直至周率恢复至50．5Hz以下为止。
11.3.2.3 当电力系统的周率降低足以破坏火力发电厂厂用电系统的正常运行时，发电厂的值班人员应根据事先的规定，采取下列不同的措施：
11.3.2.3.1 将供给厂用电的发电机连同一部分可与系统分割的线路（包括最重要的用户）自系统中分出，单独运行。
11.3.2.3.2 将全厂全部负荷自系统中分出，单独运行。
11.3.2.3.3 为了在系统周率降低时,如果自动减载装置未动作,实行手动切断负荷的需要，按下列事故拉闸顺序表执行; 操作顺序 切除线路名称 操作顺序 切除线路名称 1 10KV并网线(解列) 6 制盐主厂房1#线 2 7 制盐循环水1#线 3 制盐主厂房4#线 8 制盐包装线 4 制盐主厂房3#线 9 氯酸钠1#线 5 制盐主厂房2#线 10 11.3.3 电压降低的事故处理
11.3.3.1 当发电厂其母线电压超过电压曲线规定的允许偏差范围时，发电厂的值班人员应自行调整发电机的励磁或调整有载开关，使母线电压恢复至允许偏差范围以内。当发电机已带至满负荷而母线电压仍低于允许偏差范围时，应报告值班调度员迅速处理。 11.3.3.2 当发电机电流突然过负荷时，发电厂的值班人员可以降低励磁电流以减少或消除负荷，但应注意不得使电压下降到事故极限值以下。
11.3.4 发电厂解列或母线电压消失的事故处理
11.3.4.1 当发生事故系统解列后，值班调度员和发电厂值长应尽速使系统恢复并列运行； 当发电厂与系统的连络开关跳闸时，如开关两侧均仍保有电压，则发电厂值班人员无须等待值班调度员的命令，应即尽速恢复同期并列。同时将此事报告值班调度员。
11.3.4.2 当发电厂的母线电压消失时，无论当时情况如何，发电厂的值班人员首先应该立把接在该母线上的可能有电源来的一切开关断开。同时迅速恢复受影响的厂用电。
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11.3.4.3 如果根据外部征象和仪表或信号灯的指示，不能迅速找出母线无电压的原因，值班人员又确
知在配电装置上没有人，也未曾进行任何作业，同时该处也没有发生过烟火，为了迅速恢复正常运行，可在检查和寻找故障地点之前，利用外部电源，对母线试送电。
11.3.4.4 如在发生事故时，配电装置上进行作业，或因其它原因在该处可能有人时，则在试送升压之前必须先通知他们离开；必要时，应亲身去该处检查，确实查明无人在内。
11.3.4.5 如果在母线电压消失的同时，发现配电装置上有短路的征象时（爆炸、冒烟、发火，或得到配电装置上作业人员的报告等），值班人员应停电检查配电装置。如果检查后的结果，确定短路是发生在主母线上，则应将有故障的母线隔离。 11.3.5 非同期振荡的事故处理
11.3.5.1 系统的静态或动态稳定破环后，将发生发电厂间或部分系统间的非同期振荡。系统发生非同期振荡的标志是：线路发电机和变压器的电压表，电流表和电力表的指针周期地剧烈摆动；振荡中心（位于失去同期的发电厂间的联络线的电气中心）的电压摆最大，它的电压周期地降到接近于零；失去同期的发电厂间的联络线的输送功率则往复摆动，每个振荡周期内的平均功率接近于零，因而虽有电气联系，但送端部分系统的周率升高，而受端部分系统的周率降低，并略有摆动。
11.3.5.2 当系统稳定破坏而发生非周期的振荡时，为了迅速恢复系统稳定运行， 发电厂值长应不待系统值班调度员的命令，将系统解列,解列后负荷尽可能平衡。 11.3.6 接地故障的寻找
11.3.6.1 在中性点不接地或经消弧线圈接地的电网中，当发现有接地时，应在带接地运行的同时迅速寻找接地的故障点，争取在接地故障发展成相间短路之前将其切断。 11.3.6.2 电力网允许带接地故障运行的时间为：当电力网系由发电机电压母线直接供电时，在电网中发生一点接地的情况下，为了防止发电机再发生一点接地而挠坏铁心，电网带一点接地的运行时间至多不得超过2h。
11.3.6.3 寻找线路接地方法如下：
11.3.6.3.1 根据“小电流选线装置”信号判定哪一线路有接地,将其切断后,复归消弧消谐装置,系统恢复正常；
11.3.6.3.2 把电网分成几个互不相连的部分； 11.3.6.3.3 短时间顺次拉开各馈电线。
11.3.6.4 如果在接地的线路上带有重要用户而又无其它电源可以供电时，可以允许短时间带有接地故障运行，但仍应尽速通知重要用户做好停电准备工作，并按照规定的时间将有故障的线路切断。 11.3.6.5 所有寻找接地的工作（外部检查、直接用手操作开关等），皆应带橡胶绝缘手套，穿橡胶绝缘靴，并避免触及接地的金属。
11.3.7 厂用电源切断时的事故处理
11.3.7.1 厂用系统事故处理的原则是尽可能保持厂用设备的运行（特别是重要的厂用设备）。 11.3.7.2 厂用电动机的事故，应按照“发电厂厂用电动机运行规程”的规定处理。
11.3.7.3 当厂用电源的全部或一段只连接着一个电源，而此电源由于继电保护装置的动作而切断时，如有备用电源自动合闸装置未动，则应立即手动将备用电源合闸。如用现成的备用电源时，则应按下列不同情况分别处理。
11.3.7.3.1 如果厂用电源的中断，不致引起严重的停电事故时，则可用倒闸方法从系统中取得电源，或迅速起动发电机供给厂用电。此时，在火力发电厂可排汽起动汽轮机；
11.3.7.3.2 如果厂用电源的中断，可能引起严重的停电，而厂用电源的切断，并非由于保护厂用电源内部故障的继电保护装置的动作，则可立即重合。 11.3.7.3.3 当厂用电母线连接着数个电源，而由于继电保护装置的动作全部被切断时，则可能是厂用电母线发生了短路，或厂用电的馈电线发生了短路而保护装置不动作。此时，如果该段厂用母线的停用可能引起严重的停电时，亦应立即重合。如重合不成功，则应检查厂用母线室；如无明显的短路现象，
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则可将厂用馈电线拉开后，对厂用母线强送。如果不用单独的变压器对厂用母线试送，而从邻近的厂用
母线对被切断的厂用母线试送时，则除应检查厂用母线外，尚应检查馈电线的开关，并将试送开关上的过电流保护装置整定为瞬时动作。（3）. 如果自动跳闸的厂用馈电线系向数个电动机（分电盘或若干分电盘）供电时，
11.3.7.3.4 当厂用馈电线跳闸时，如果继电保护装置没有动作，而又无短路征象时，则可立即重合。 11.3.7.3.5 如果跳闸时过电流保护装置曾经动作（其整定值系按照短路电流而不是按照过负荷，并躲开起动电流而整定的），则应认为厂用馈电线上发生了故障，或电动机发生故障而其保护装置或开关拒绝动作。此时，应迅速检查所有电动机和分电盘，并试验其绝缘。但如该厂用馈电线的停用足以严重影响停电时，亦可对该厂用馈电线试送一次。 11.3.8 厂用照明消失时的处理
11.3.8.1 当发电厂某一部门内的照明发生故障时,该部门的值班人员务须立即通知主控制室,同时告知当时事故照明的状况。
11.3.8.2 当发电厂的交流照明全部消失时，电气部门的值班人员用电话向各处询问其事故照明是否全部点着。如果某一事故照明回路有故障，则应派值班电工前往修理，然后设法恢复交流照明电源并寻找故障。如果事故照明的自动装置未自动合闸，则应用手动合上。严禁在熔断器上安装额定电流不合规定的可熔片。
11.3.8.3 火力发电厂的值班人员，在任何情形下，均应首先恢复锅炉水位表上的照明。 12 电除尘器运行规程
12.1 设备技术规范 12.1.1 静电除尘器：
12.1.1.1 型号：WDJ68-5/1，5电场 12.1.1.2 处理烟气量：175000M3/H
12.1.1.3 烟气温度：140℃（小于300℃） 12.1.1.4 入口含尘浓度：5.3 ｇ/ M3 12.1.1.5 出口含尘浓度：27㎎/N M3 12.1.1.6 除尘效率：99.5% 12.1.1.7 同级间距：405㎜ 12.1.1.8 设备阻力：<294Pa
12.1.1.9 电除尘器长度：18436㎜ 12.1.1.10 电除尘器漏风率：<3% 12.1.2 整流变压器：
12.1.2.1 型号：GGAJ02H-1A/72KV 12.1.2.2 交流输入电压电流：380/271A 12.1.2.3 额定整流电压电流：72KV/1A 12.1.2.4 数量：3台
12.1.3 高压隔离开关柜： 12.1.3.1 开关形式：点式
12.1.3.2 额定直流电压电流：72KV/1A 12.1.3.3 数量：3台 12.1.4 电源进线柜： 12.1.4.1 型号：GGD 12.1.4.2 数量：1面
12.1.5 整流设备控制柜：
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12.1.5.1 型号：GGAJ02H-1A/72KV
12.1.5.2 数量：3台
12.1.6 电磁振打低压控制柜： 12.1.6.1 型号：DZK-2型
12.1.6.2 数量：1面（阴极振打器6个/台，阳极振打器3个/台，进风口1个，共10个） 12.2 电除尘器的主要结构和工作原理 12.2.1 主要结构：
BE型电除尘器主要由两大部分组成，一部分是发生高压直流电的高压电源装臵和维持电除尘器正常运行必不可少的低压控制系统（称为电气部分），另一部分是电除尘器本体，它是对烟气进行净化的装臵。 12.2.1.1 电除尘器高压电源装置的主要功能是根据烟气性质和所处理粉尘的特性，及时调整供给电除尘器的输出电压，使电除尘器能在接近于电场火花放电的电压下（即电场有一定的火花放电）运行，电除尘器获得尽可能高的电晕功率，达到良好的除尘效果。
12.2.1.2 低压控制系统具有以下功能：阴，阳极顶部振打微机控制功能，灰斗、绝缘子室恒温加热功能，灰斗卸、输灰功能，安全连锁功能等。 12.2.1.3 电除尘器本体部分的主要结构包括：烟气进出口系统，电晕极系统，、收尘系统，储灰系统，壳体、楼梯平台和保温护壳等。
12.2.1.4 烟气进出口系统:包括进气喇叭口和出气喇叭口两部分，进气喇叭口内设有三层气流分布板，使烟气在进气工作室时在流通截面上均匀分布。
电晕系统：电晕线（阴极）为针刺线（一电场）或星形螺旋线（二、三电场），采取桅杆式刚性框架极线支撑结构，针刺线或星形螺旋线直扫焊在小框架的横管上。振打力经振打钻、电劳极吊梁传至各电晕极框架而作用于电晕线上。整个阴极系统通过四点悬挂在保温箱内的承压绝缘子上，箱内设有电加热器，可自动调节温度在烟气漏点之上。
收尘极（阳极）系统：收尘板为BE板，极板排上部采用二点铰接悬挂，下部自由伸缩。
储灰系统：储灰系统是把电极上落下来的粉尘收集起来，经排灰装臵送到输送装臵中去。每个电场设两个灰斗，排灰采用星形卸灰阀，灰斗中设有阻流板，以防止气流旁路，灰斗上设有蒸汽加热盘管、振动器。
12.2.2 工作原理：
电除尘器的极板接地，极线接电源负极。当高压直流电施加到电除尘器的正负极上时，便在其间隔生一个静电场。施加的电压足够高时，便在极线附近产生电晕放电，形成大量的离子和电子。烟气经过电场时粉末吸附上离子和电子而荷电，带负电粉尘在电场力的作用下，驱向收尘极板上，而达到极板后释放负电荷成为中性尘粒沉积在收尘极板上。同时少量带正电的粉尘沉积在电晕线上。
收尘羁绊上的粉尘达到一定厚度后，通过振打使粉尘脱落，落入电除尘器下部灰斗，由输灰系统排走。 12.3 电除尘器投入运行前的检查
12.3.1 新投或大修后的电除尘器试运行前应按以下步骤检查： 12.3.1.1 所有电气或机械工作票应全部收回办理终结手续。
12.3.1.2 检修时所做的安全措施全部拆除，壳体内、保温箱内无杂务，所有人孔门关闭严密上琐。 12.3.1.3 各处栏杆、扶梯、现场照明设施齐全、良好。 12.3.1.4 高、低压控制柜表计完好。
12.3.1.5 将刀开关G1置于“断开“位置。 12.3.1.6 检查各路接线是否完好、可靠。 12.3.1.7 检查各熔断器是否良好，有无松动。
12.3.1.8 检查各印刷电路板插件是否插紧，有无松动。 12.3.1.9 检查绝缘电阻。
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用2500V摇表检查整流高精尖压器高压端对地（反向时）及低压端对地的绝缘电阻值，整流变压器对地
电阻应大于1000MΩ，低压端对地绝缘电阻大于100 MΩ。 用2500V摇表检查阴、阳极之间的绝缘电阻应大于100 MΩ。
12.3.1.10 电除尘器外壳和高压变压器正极应良好接地，扫地电阻应小于2Ω。 12.3.1.11 .高压电缆头、高压硅整流器均无泄露现象。 12.3.1.12 高压隔离开关操作机构灵活，位置正确。 12.4 电除尘器的运行操作 12.4.1 启动程序：
主要程序为安全连锁钥匙开关 电源进线柜开关 低压控制柜、电磁振打控制柜 高压1#、2#、3#控制柜 具体如下；
12.4.1.1 低压柜上安全连钥匙全部插入到开位。 12.4.1.2 电源柜：
12.4.1.2.1 分别合上5个电场电源空开关和低压控制柜电源开关。 12.4.1.2.2 检查三相进线电源是否平衡，正常。 12.4.1.2.3 低压控制柜：
12.4.1.2.3.1 打开低压控制柜门，合上柜内正面空开指示灯都亮。 12.4.1.2.3.2 将柜门上仓振开关都扭向“右“（自动位置）。 12.4.1.2.3.3 合上瓷缸电加热空开，柜门上加热指示红灯亮。 12.4.1.2.4 高压控制柜： 启动前的检查与调整
12.4.1.2.4.1 置主令开关SA1于“断”位置。
12.4.1.2.4.2 检查DAVC控制器的XS2插头是否连接可靠。 12.4.1.2.4.3 检查所有连接线是否正确可靠。 12.4.1.2.4.4 检查各熔断器是否良好，有无松动。
12.4.1.2.4.5 用2500伏兆欧表检查负载（电除尘器电场）绝缘，一般其电阻值应在100MΩ以上。 12.4.1.2.4.6 将面板上显示方式开关“E”置于“0”，控制方式开关“J”置于“0”。 12.4.1.2.4.7 将面板上“电流极限”调节旋钮顺时针旋到满刻度的70%。 启动步骤
12.4.1.2.4.8 置主令开关SA1置“通”位置。
12.4.1.2.4.9 控制“电源故障”指示灯（绿）亮，控制器LED显示器显示“888888”。
12.4.1.2.4.10 按下“起动”按钮，交流接触器KM1吸合，接通主电源，柜面“电源故障”指示灯（绿）灭。“运行”指示灯（红）亮。
12.4.1.2.4.11 按下“复位”键，再按“运行”键，电流、电压应慢慢上升，将“电流极限”电位器逆时针旋转，直至闪络发生或输出达到额定输出电流（1A）为止，细心调节“上升率”电位器使闪络控制在最佳状态。
12.4.2 电除尘器的停运：
按：“复位”按钮，输出电压电流降为零。 按：“停止”按扭，断开主回路。
臵开关SA1于断位臵。如果设备自动跳闸报警，按“复位”按键解除报警，然后可按操作步骤重新启动或进行检修。
12.4.3 电除尘器运行注意事项：
12.4.3.1 投运前瓷缸电加热气至少已工作四小时，且温度应保持在露点温度以上20—30℃，以消除绝缘套管表面冷凝水，从而保证绝缘要求。
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12.4.3.2 电除尘器电场送电时，对应锅炉的油枪必须已全部停用。一旦锅炉熄灭需重新投油点火时，
电除尘器的电场必须断电，但振打器不需退出。若临时停炉不超过十小时再启动，则振打装置，加热装置均不停止运行。
12.4.3.3 若停炉时间较长，则将电加热器停运，在停止送入烟气后继续开动各振打器和排灰装置（约60分钟），使机内积存的粉尘及时排出，待灰斗内的粉尘排至规定的料位高度后，关停排灰装置。 12.4.3.4 进电交流电压幅值不超过交流正弦电压额定值的±10%，即342—418V。 12.4.3.5 交流电压频率波动不超过±2%，即49—51HZ。
12.4.3.6 空气最大相对保湿度90%。（在相对于空气湿度20±5℃时）。 12.4.3.7 每一时刻只能有一个振打器动作。 12.4.3.8 故障时应加强各参数的监视与记录。
12.4.3.9 为防止操作过电压，不能在设备运行状态下转换高压隔离开关或直接拉闸。 12.4.3.10 设备运行时不得进入高压隔离室。 12.5 电除尘器常见的故障的处理
12.5.1 有下列情况之一发生应将该电场停运
12.5.1.1 电场二次电压在20KV以下，调整无效。 12.5.1.2 电场二次电压在80KV及以上，调整无效。 12.5.1.3 电场一，二次电流超过额定值，调整无效。 12.5.1.4 整流变发出明显异常声音或出现异常情况。
12.5.1.5 整流变油温超过额定值，或发生油枕有出油现象。 12.5.1.6 电场电源低压柜内电缆，接头有明显过热现象。 12.5.1.7 高压自动控制柜内发生过热，焦糊异味。 12.5.1.8 对上述故障应先停电场后报告值长和工段。
12.5.2 故障现象：一次电压，电流变化不显著，二次电压不超或很低，二次电流增大，甚至掉闸。 故障原因：
12.5.2.1 电场内发生积灰短路；
12.5.2.2 阴极振打瓷轴箱内发行积灰或异物短路； 12.5.2.3 阴极轴与绝缘板之间严重放电。 处理方法：
12.5.2.4 将电场停运，人工排灰。
12.5.2.5 检查阴极振打箱内瓷轴表面情况和轴与绝缘板之是的距离孔隙情况。电场未掉闸，要操作停电。
12.5.3 故障现象：一次电流降为零，一次电压升高，二次电压流为零，二次电压升高，超过额定值。 故障原因：高压侧开路，例如阻尼电阻烧断，或隔离开关接触不良。
处理方法：立即将电场停运，调整流变小间检查，将隔离开关拉开，检查高压器侧阴尽可能的电阴，对电场侧放电后摇绝缘，没有发生异常，再合刀闸，注意隔离开关是否良好，再试投电场。如已发现电阻烧断，通知检修人员处理。
12.5.4 故障现象：二次电压严重降低，二次电流增大，表记稳定。 故障原因：电场内发生严重积灰或极板线有少量积灰短路点。
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